Справочник по ГОСТам и стандартам
Новости Аналитика и цены Металлоторговля Доска объявлений Подписка Реклама
   ГОСТы, стандарты, нормы, правила
 

РД 153-34.0-20.518-2003
Типовая инструкция по защите тепловых сетей от наружной коррозии (взамен РД 34.20.518-95 и РД 34.20.520-96)

РД 153-34.0-20.518-2003. Типовая инструкция по защите тепловых сетей от наружной коррозии (взамен РД 34.20.518-95 и РД 34.20.520-96)

 

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОМУ КОМПЛЕКСУ (ГОССТРОЙ РОССИИ)

 

 

ДЕПАРТАМЕНТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО НАДЗОРА, ЛИЦЕНЗИРОВАНИЯ И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ МИНЭНЕРГО РОССИИ

УТВЕРЖДЕНА

приказом Госстроя России

от 29.11.02 № 284

 

УТВЕРЖДЕНА

распоряжением Департамента энергетического надзора,

лицензирования и энергоэффективности Минэнерго России

от 05.02.03 № 5-р

 

СОГЛАСОВАНА

Управлением по котлонадзору и надзору за подъемными механизмами Госгортехнадзора России

 

СОГЛАСОВАНА

Департаментом стратегии развития и научно-технической политики

РАО «БЭС России»

 

 

ТИПОВАЯИНСТРУКЦИЯ

ПОЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

ОТНАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ

 

РД153-34.0-20.518-2003

 

Вводитсяв действие с 5 февраля 2003 года

 

 

РАЗРАБОТАНА -ОАО «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатацииэлектростанций и сетей ОРГРЭС» (вводная часть, разделы 2, 5, 6, 12, приложенияА, Д, Ю; исполнитель Р. М. Соколов);

- ГУП«Академия коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова» (разделы: 3, 4, 7-11,приложения Б-Г, И-Э; исполнители М. А. Сурис, Е. Г. Кузнецова);

- ЗАОНаучно-производственным комплексом «Вектор» (разделы: 1, приложения Е, Ж;исполнитель О. С. Усачева);

- РАО"Роскоммунэнерго" (исполнитель А. С. Толмасов); под общей редакцией:В. Г. Семенова (издательство «Новости теплоснабжения») и Г. М. Скольника (РАО"Роскоммунэнерго").

 

РАССМОТРЕНА -секцией «Коммунальная энергетика» Научно-технического совета Госстроя России(протокол от 24.09.02 № 01-НС-14/1).

 

СОГЛАСОВАНА -Управлением по котлонадзору и надзору за подъемными механизмамиГосгортехнадзора России (начальник Управления B.C. Котельников);

-Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России»(первый заместитель начальника Департамента А. П. Ливинский).

 

УТВЕРЖДЕНА -Государственным комитетом Российской Федерации по строительству ижилищно-коммунальному комплексу (приказ от 29.11.02 № 284);

-Департаментом энергетического надзора, лицензирования и энергоэффективностиМинэнерго России (распоряжение от 05.02.03 № 5-р).

 

С введениемнастоящей Типовой инструкции утрачивают силу «Типовая инструкция по защитетепловых сетей от наружной коррозии: РД 34.20.518-95», утвержденная РАО «ЕЭСРоссии» 26.06.95 г., и «Правила и нормы по защите трубопроводов тепловых сетейот электрохимической коррозии: РД 34.20.520-96», утвержденная РАО «ЕЭС России»27.06.96 г.

 

Срок первойпроверки - февраль 2008 года.

 

Ключевыеслова: наружная коррозия, тепловые сети, защитные антикоррозионные покрытия,устройства электрохимической защиты, технические решения, эксплуатация.

 

 

«Типоваяинструкция по защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии» (далее- Типовая инструкция) устанавливает методы защиты стальных трубопроводовтепловых сетей и элементов трубопроводов от наружной коррозии*, порядокприменения средств защиты и требования к защитным антикоррозионным покрытиям иустройствам электрохимической защиты (ЭХЗ), порядок приемки и ремонта защитныхантикоррозионных покрытий и устройств ЭХЗ, правила эксплуатации ЭХЗ в зависимостиот способа прокладки тепловых сетей, типа теплоизоляционных конструкций,условий эксплуатации, а также порядок организации работ по защите от наружнойкоррозии вновь сооружаемых, реконструируемых и действующих тепловых сетей.

Типоваяинструкция разработана с соблюдением основных требований нормативно-техническихдокументов (НТД), определяющих методы и средства защиты от наружной коррозиитрубопроводов тепловых сетей и их элементов, а также организации работ позащите их от наружной коррозии. 

При составленииТиповой инструкции учтены также современные научно-технические достижения ипроизводственный опыт организаций, эксплуатирующих тепловые сети (ОЭТС)**.

Типоваяинструкция предназначена для применения организациями, осуществляющимиэксплуатацию тепловых сетей (систем транспорта и распределения тепловойэнергии), независимо от организационно-правовой формы, имеющими тепловые сети всобственности или на иных законных основаниях, а также организациями,выполняющими проектирование, строительство, монтаж, ремонт, пуск, испытания итехническое освидетельствование трубопроводов тепловых сетей (в части защиты ихот наружной коррозии) и средств защиты.

Решениемруководителя организации, оформленным распорядительным документом, Типоваяинструкция может использоваться непосредственно в полном объеме или в ее части,определяемой по конкретным условиям данной организации.

На основанииТиповой инструкции в ОЭТС, могут разрабатываться местные инструкции с учетомтехнических особенностей и конкретных условий без снижения требований,установленных настоящей Типовой инструкцией.

Контрольсоблюдения требований Типовой и местных инструкций, обеспечивающих безопаснуюэксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, осуществляют ведомственные игосударственные (Госгортехнадзор России, Госэнергонадзор России) органытехнического и энергетического надзора в соответствии с компетенцией этихорганов.

Типоваяинструкция направлена на повышение эксплуатационной надежности тепловых сетей:обеспечение расчетного срока службы*** вновь сооружаемых и реконструируемыхтепловых сетей и продление срока службы действующих тепловых сетей.

______________

- В данной Типовой инструкции вопросы внутреннейкоррозии трубопроводов тепловых сетей не затрагиваются.

-* Аббревиатура принята в соответствии с [2].

-** Термины и определения приведены в приложении А.

 

 

1.Организация работ по защите трубопроводов тепловых сетей и их элементов отнаружной коррозии

 

1.1Требования по защите тепловых сетей от наружной коррозии при разработке проектовпрокладки и электрохимзащиты

 

1.1.1 Передразработкой проекта вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей дляучета реальных условий их прокладки эксплуатационной, проектной илиспециализированной организацией должны проводиться предпроектные обследованияучастков теплопроводов с целью подготовки исходных данных для проекта прокладкии мероприятий по защите от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей.

В ходепредпроектных обследований проводятся:

1. уточнениеместоположения сопутствующих теплопроводу подземных коммуникаций, расположенияустановок электрохимзащиты (ЭХЗ) и контрольно-измерительных пунктов (КИП) наних, а также возможности совместной защиты трубопроводов тепловых сетей исмежных подземных сооружений;

2. уточнениеданных о расположении рельсовой сети электрифицированного транспорта и тяговыхподстанций, пунктов присоединения отрицательных питающих линий к рельсам;

3. уточнениесведений о других возможных источниках блуждающих токов, находящихся в зонетрассы проектируемой сети;

4. уточнениерезультатов коррозионных изысканий:

а)электрических измерений для определения опасности наружной коррозии;

б)фактического уровня грунтовых вод;

в) уровнязатопления водой и заноса грунтом каналов (при разработке проекта капитальногоремонта действующих тепловых сетей).

Примечание.Электрические измерения для определения опасности наружной коррозии натрубопроводах тепловых сетей, проложенных бесканально и в каналах, проводятся сцелью:

а) выявленияучастков теплотрассы, находящихся в зоне с повышенной коррозионной агрессивностьюгрунтов (для бесканальной прокладки);

б) выявленияучастков тепловых сетей, находящихся в зоне опасного влияния блуждающих токов;

в) определенияосновных источников опасности в случае одновременного действия несколькихисточников блуждающих токов;

г) выявлениявлияния электрозащитных устройств, установленных на смежных сооружениях, атакже возможности устройства совместной защиты;

д) проверкиэффективности мероприятий по снижению утечек токов с рельсовых путейэлектротранспорта в землю;

е) определенияисходных параметров для проектирования ЭХЗ на коррозионно-опасных участкахтепловых сетей.

1.1.2 Дляпроектов вновь сооружаемых тепловых сетей в техническом задании напроектирование, выдаваемом проектной организации руководителем ОЭТС,указывается предполагаемый способ прокладки трубопроводов.

1.1.3 Дляпроектов реконструкции действующих тепловых сетей в техническом задании напроектирование лицом, ответственным в ОЭТС за исправное состояние и безопаснуюэксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, указываются особые требования иусловия проектирования:

- способпрокладки трубопровода;

- реальныеусловия эксплуатации (затопление каналов грунтовыми, поверхностными,канализационными и т. п. водами, заноса каналов грунтом, наличие смежныхподземных металлических сооружений);

- характер ипричины повреждений трубопроводов, состояние теплоизоляционной и строительнойконструкций в течение эксплуатационного периода;

- срок службытрубопровода до реконструкции и причины, сократившие расчетный срок службы.

Примечание.Для определения причин, сокративших расчетный срок службы трубопровода, ОЭТСобязана провести техническое освидетельствование фактического состояниядействующих трубопроводов тепловых сетей в соответствии с [8]. При проведениитехнического освидетельствования во время наружного осмотра и инструментальногоконтроля состояния трубопроводов в тепловых камерах, смотровых колодцах,проходных и полупроходных каналах, центральных (ДТП) и индивидуальных (ИТП)тепловых пунктах, подвалах домов и других точках доступа к трубопроводам, атакже в местах контрольного вскрытия теплотрасс, должно быть обследовано:

- состояниеметалла труб;

- состояниеантикоррозионного покрытия и теплоизоляционной конструкции в целом;

- состояниедренажей и вентиляции;

- состояние арматурыи др. элементов оборудования;

- состояниеконструктивных элементов канала;

- коррозионныефакторы воздействия на металл трубопроводов.

По результатамосмотра должны быть выявлены причины, сократившие расчетный срок службытрубопровода.

На основании освидетельствованиятрубопроводов тепловых сетей должно быть составлено техническое заключение осостоянии трубопроводов, в котором определены мероприятия, необходимые длязащиты от наружной коррозии и обеспечения расчетного срока службытрубопроводов.

Техническоезадание на проектирование разрабатывается с учетом данного техническогозаключения.

1.1.4Техническое задание на защиту от электрохимической коррозии разрабатываетсяподразделением по защите от коррозии (ПЗК - см. п.п. 1.3.4-1.3.6 настоящейТиповой инструкции) или специализированной организацией и выдается проектнойорганизации, осуществляющей проектирование устройств ЭХЗ.

1.1.5Техническое задание на проектирование ЭХЗ тепловых сетей от наружной коррозиидолжно включать следующие данные:

1. характеристикутрубопровода тепловой сети, подлежащего защите:

- диаметртрубопровода;

- температуратеплоносителя;

- способпрокладки (канальная, бесканальная);

- наличие, типи качество антикоррозионных покрытий;

- типтеплоизоляционной конструкции;

- условияэксплуатации (возможность затопления, заноса грунтом, наличие близкорасположенного электрифицированного транспорта и т.д.);

- протяженностьучастка, защищаемого с помощью средств ЭХЗ;

- границызащиты;

- наличиесредств ЭХЗ в данном районе на трубопроводах тепловых сетей и смежных подземныхсооружениях (указываются характеристики и зоны воздействия);

2.основание для проектирования защиты:

- год ввода вэксплуатацию и наличие коррозионных повреждений (указываются адреса, датывыявления повреждений, причины коррозионных разрушений) - для действующихтепловых сетей;

- сведения окоррозионной агрессивности грунта по трассам трубопроводов тепловой сети (длябесканальных прокладок тепловых сетей);

- данныеэлектрических измерений для определения опасности наружной коррозии - сводятсяв таблицу и прикладываются к технической характеристике;

3. особыетребования к разработке проекта ЭХЗ: ОЭТС должна указать предполагаемыйсрок службы трубопровода с технико-экономическим обоснованием его величины.

1.1.6 Впроекте вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей должен быть указанрасчетный срок службы с его технико-экономическим обоснованием на основереальных условий эксплуатации и разработанных мероприятий по защите от наружнойкоррозии (антикоррозионные покрытия, ЭХЗ, вентиляция тепловых камер и каналов).

1.1.7 За выборспособа прокладки, системы дренажа, мероприятий по защите от наружной коррозии,расчетного срока службы теплопровода, а также за соответствие проектатребованиям Правил [11] и настоящей Типовой инструкции отвечают организации,разрабатывающие проект вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей.

 

1.2Требования по защите от наружной коррозии при техническом надзоре засооружением и по приемке в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей и устройствзащиты

 

1.2.1Строительно-монтажные, антикоррозионные и теплоизоляционные работы должнывыполняться в соответствии с разработанными техническими решениями проектапрокладки тепловых сетей и мероприятиями по защите от наружной коррозии.

После вскрытиятеплопровода необходимо проверить соответствие фактической трассы проекту и принеобходимости внести корректировки в проект без снижения требований по защитетепловых сетей от наружной коррозии.

Любыеотступления от разработанного проекта должны быть согласованны с авторамипроекта и Заказчиком.

1.2.2Организации, специалисты, разрабатывающие проект по прокладке вновь сооружаемыхи реконструируемых тепловых сетей, обязаны осуществлять авторский надзор накаждом этапе проведения строительно-монтажных работ, намеченных в проекте.

1.2.3Представитель ОЭТС, осуществляющий технический надзор за проведениемстроительно-монтажных работ, должен проверять:

1.2.3.1соответствие проекту антикоррозионного покрытия на трубах и стыковых соединений(вид, марка материалов, число слоев), качество покрытий (контроль качествавключает наружный осмотр, контроль сплошности, проверку адгезии, определениетолщины покрытия и должен проводиться согласно разделу 6.9 настоящей Типовойинструкции);

1.2.3.2соответствие проекту и качество выполнения теплоизоляционных конструкций натрубопроводах, качество теплоизоляции сварных швов;

1.2.3.3наличие выпусков из каналов и дренажей в водосток, состояние дренажей;

1.2.3.4состояние систем вентиляции каналов;

1.2.3.5качество выполнения гидроизоляции днища, боковых поверхностей и перекрытийканалов и камер, заделки бетоном металлических конструкций камер; соответствиепроекту марки мастики, применяемой при гидроизоляции;

1.2.3.6качество очистки каналов и камер от строительного мусора и грязи;

1.2.3.7качество выполнения строительно-монтажных работ при сооружении средств ЭХЗ,соответствие проекту и качество оборудования контрольно-измерительных пунктовдля контроля эффективности ЭХЗ (в соответствии с разделом 10 настоящей Типовойинструкцией);

1.2.3.8качество засыпки траншей и котлованов, пригодность применяемого для засыпкигрунта, качество планировки трассы.

Примечание.Все замечания, выявленные при производстве работ, должны быть записаны в журналпроизводства работ и указаны сроки их устранения.

1.2.4 Приприемке в эксплуатацию тепловых сетей в акте должно быть указано, что всемероприятия по защите от наружной коррозии, обеспечивающие расчетный срокслужбы, выполнены в соответствии с проектом.

1.2.5Технический надзор за сооружением средств защиты трубопроводов тепловых сетейот наружной коррозии должен осуществляться ОЭТС (Заказчиком), в лицеподразделения по защите от коррозии (ПЗК - см. раздел 10 настоящей Типовойинструкции).

1.2.6 Приемкаскрытых работ по ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии должнаосуществляться в процессе производства работ с оформлением акта приобязательном присутствии представителя ОЭТС (заказчика).

1.2.7 Кмоменту окончания строительно-монтажных работ по сооружению установок ЭХЗ ОЭТСдолжна обеспечить заключение договора на потребление электроэнергии и (приотсутствии возможности обслуживания собственными силами) передачу наобслуживание энергоснабжающей организации силового участка электросети доотключающего устройства на установке ЭХЗ.

1.2.8 Послевыполнения строительно-монтажных работ и проверки технической документацииОЭТС, как Заказчик средств защиты трубопроводов тепловых сетей от наружнойкоррозии, должна созвать комиссию для приемки строительно-монтажных работ.

1.2.9Строительная организация должна передать ОЭТС исполнительную техническуюдокументацию и оформленный акт на приемку строительно-монтажных работ по защитетрубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии (см. приложение У).

1.2.10Окончательную приемку устройств ЭХЗ в соответствии с разделом 10 настоящейТиповой инструкции приемочная комиссия производит после выполнениястроительно-монтажных и наладочных работ и проверки электрических параметровзащиты. В случае совместной с другими подземными сооружениями электрическойзащиты акт приемки должен быть подписан также владельцами этих сооружений (см.приложение У).

 

1.3Организация работ по защите от наружной коррозии трубопроводов и их элементовтепловых сетей при эксплуатации

 

1.3.1 Дляконтроля состояния трубопроводов тепловых сетей и определения признаковопасности наружной коррозии оперативным персоналом [15], [75] должныпроизводиться наружные осмотры трубопроводов по графику, составленному лицом,ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию. График наружногоосмотра должен предусматривать осуществление контроля состояния как оперативнымперсоналом, так и лицом, ответственным за исправное состояние и безопаснуюэксплуатацию трубопроводов тепловых сетей.

1.3.2 Принаружном осмотре трубопроводов тепловых сетей в местах доступа обследуются:

а) изменения впланировке и состоянии поверхности земли по всей трассе (для предотвращениязатопления трубопроводов поверхностными водами производится своевременнаяподсыпка земли и ремонт наружного покрытия);

б) наличие иуровень затопления водой тепловых камер и каналов - уровень воды в камерах нипри каких обстоятельствах не должен быть выше основания канала, примыкающего ккамере, а при бесканальной прокладке - не выше отметки, отстоящей на 400 мм оттеплоизоляционной конструкции теплопровода (скапливающаяся вода должнапериодически или непрерывно удаляться с помощью передвижных или стационарныхнасосных установок);

в) наличиекапели с плит перекрытий в тепловых камерах и проходных каналах (при появлениинеобходимо впредь до устранения причин капели сделать защитное покрытие надтрубопроводами и оборудованием и отвод воды в приямок);

г) наличиеучастков трубопроводов с разрушенной тепловой изоляцией, антикоррозионным игидроизоляционным покрытиями (для защиты от наружной коррозии должны бытьвосстановлены);

д) состояниепопутного дренажа (ежегодно после окончания отопительного сезона трубопроводыпопутного дренажа должны подвергаться прочистке механическим способом);смотровые дренажные колодцы попутного дренажа должны осматриваться и очищатьсяот заносов по мере необходимости;

е) вентиляцияканалов и тепловых камер (при запаривании каналов и тепловых камер и приотсутствии приточно-вытяжной вентиляции, непредусмотренной проектом или несмонтированной,снижение температуры воздуха до 32 °С необходимо производить передвижнымивентиляционными установками);

ж) состояниестроительных металлических конструкций (окраска в доступных местахметаллических конструкций тепловых сетей антикоррозионными покрытиямипроизводится не реже одного раза в два года).

Результатынаружного осмотра заносятся в рапорт оперативного персонала (см. приложение 16[12]), а затем лицом, ответственным за исправное состояние и безопаснуюэксплуатацию, в паспорт трубопровода (см. приложение 15 [12]) и журнал учета осмотров.

1.3.3 В ОЭТС впаспорте трубопровода должны систематически отмечаться (см. приложение 15[12]):

- затопляемыеучастки трубопроводов;

- места, гденаблюдались коррозионные и другие повреждения трубопроводов;

- места, гдепроводились контрольные вскрытия трубопроводов;

- участки, гдепроизводились текущие и капитальные ремонты трубопроводов;

- результатытехнического освидетельствования.

Также в ОЭТСдолжна быть специальная эксплуатационная схема тепловых сетей, на которойдолжны быть отмечены:

- местазатоплений теплопроводов;

- участкитеплопроводов, подверженные влиянию блуждающих токов;

- местааварийных повреждений;

- местаконтрольных вскрытий трубопроводов;

- местатекущих и капитальных ремонтов трубопроводов;

- участкитеплопроводов, находящиеся в аварийном состоянии.

На схемудолжны быть нанесены также рельсовые пути электрифицированного транспорта,смежные подземные сооружения, места расположения установок ЭХЗ на трубопроводахтепловых сетей и смежных подземных сооружениях.

1.3.4 Дляповышения уровня технического обслуживания ОЭТС трубопроводов тепловых сетей идля разработки мероприятий по защите от наружной коррозии вновь сооружаемых идействующих трубопроводов должны быть организованы подразделения по защите откоррозии (ПЗК). В зависимости от местных условий и производственнойнеобходимости такими подразделениями могут быть служба, отдел, производственнаялаборатория, группа. При необходимости может быть заключен договор соспециализированной организацией, выполняющей данные виды работ.

Примечание.В малых ОЭТС должен быть назначен инженерно-технический работник, ответственныйза организацию и контроль работ по защите от наружной коррозии.

1.3.5 ЗадачамиПЗК при защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии являются:

1. участие впроведении наружных осмотров трубопроводов при периодическом техническомосвидетельствовании;

2. контролькоррозионного состояния трубопроводов и оценка интенсивности коррозионныхразрушений труб тепловых сетей на участках, где зафиксирована опасность наружнойкоррозии трубопроводов путем установки индикаторов коррозии (см. приложение К),измерения остаточной толщины стенок трубы, инженерной диагностики коррозионногосостояния трубопроводов и т.п.;

3. выявлениевредных факторов, влияющих на процессы коррозии, с составлением карт ихраспределения, определение причин их возникновения и разработка мероприятий поих предотвращению;

4. регистрацияи анализ причин коррозионных повреждений тепловых сетей;

5. проведениеэлектрических измерений согласно п. 1.1.1 настоящей Типовой инструкции;

6. участие вконтрольных и аварийных вскрытиях тепловых сетей;

7. разработкамероприятий, препятствующих коррозионным процессам, и контроль выполнения;

8. выдачатехнических заданий на разработку мероприятий по защите от наружной коррозии впроектах тепловых сетей и на проектирование ЭХЗ при строительстве новых иреконструкции действующих тепловых сетей с отражением комплексного подхода кзащите от коррозии на всем территориальном участке, а в отдельных случаяхсамостоятельная разработка проекта защиты;

9. подготовкатехнических заданий на реконструкцию тепловых сетей с учетом реальных условийих эксплуатации и анализа причин сокращения расчетного срока службы;

10.согласование проектов тепловых сетей и проектов ЭХЗ от наружной коррозии,разработанных проектными организациями;

11.осуществление технического надзора за строительно-монтажными работами натепловых сетях по защите трубопроводов от наружной коррозии;

12. участие впусконаладочных работах устройств ЭХЗ;

13. приемка вэксплуатацию защитных антикоррозионных покрытий трубопроводов и их элементов,устройств ЭХЗ, а также всей конструкции в целом;

14.эксплуатационное обслуживание устройств ЭХЗ с проведением регламентных работ всроки и в объемах, определенных производственными нормативно-техническимидокументами (НТД), разработанными на основании настоящей Типовой инструкции;

15.организация работ по ремонту защитных антикоррозионных покрытий и устройств ЭХЗс привлечением специализированных подразделений ОЭТС или сторонних специализированныхорганизаций;

16. ведение ихранение технической документации по защите тепловых сетей от наружнойкоррозии.

1.3.6 КаждоеПЗК должно быть оснащено специальными контрольно-измерительными приборами иаппаратурой, необходимыми для проведения коррозионных измерений в полевых илабораторных условиях, перечни которых приведены в соответствующих разделахнастоящей Типовой инструкции, а также приборами контроля качестваантикоррозионных покрытий (см. раздел 6 настоящей Типовой инструкции) иприборами для обследования коррозионного состояния трубопроводов. В крупныхорганизациях (предприятиях) рекомендуется иметь специальные передвижныелаборатории по защите от коррозии.

1.3.7 Дляконтроля состояния подземных трубопроводов, теплоизоляционных и строительныхконструкций следует периодически производить контрольные вскрытия на тепловыхсетях.

Вскрытие длянаружного осмотра теплопроводов, проложенных в непроходных каналах ибесканально, следует производить в первую очередь в местах, где, согласноразделу 3 настоящей Типовой инструкции, имеются признаки опасности наружнойкоррозии трубопроводов.

Кроме этихучастков вскрытие подземных теплопроводов для наружного осмотра следует такжепроизводить в указанных ниже неблагоприятных местах, где возможно возникновениепроцессов наружной коррозии трубопроводов:

- вблизи мест,где при эксплуатации наблюдались коррозионные повреждения трубопроводов;

- на участках,расположенных вблизи линий канализаций и водопровода или в местах пересечения сэтими сооружениями;

- в местах,где по результатам тепловизионного обследования наблюдаются повышенные тепловыепотери;

- в местах,где по результатам технического обследования и инженерной диагностикикоррозионного состояния трубопроводов тепловых сетей обнаружены участки смаксимальным утонением стенки трубопровода.

1.3.8 Наружныйосмотр вскрытого участка теплопровода проводится в соответствии с указаниями[9] и приложением 28 [12]. По мере осмотра каждого вскрытия заполняется акт(см. приложение 27 [12]).

При оценкекоррозионного процесса на трубах рекомендуется исходить из следующего:

- пылевиднаякоррозия, а также равномерная пленочная коррозия с толщиной коррозионных пленокдо 3 мм, под которой не обнаружено язв, могут считаться неопасными;

- пленочнаякоррозия с толщиной пленок более 3 мм, а также пленочная коррозия, под которойобнаружены язвы, или местная язвенная коррозия, считаются опасными;

- наличиекаверн конической формы без продуктов коррозии по краям указывает на протеканиепроцесса электрокоррозии и считается опасным.

В местах, гденаблюдаются опасные коррозионные процессы, должны быть вырезаны образцы трубдля принятия решения о необходимости проведения ремонта.

При земляныхработах, а также при вскрытии участка теплопровода инженером ПЗК отбираютсяпробы грунта и тепловой изоляции для лабораторных анализов.

По окончанииосмотра инженером ПЗК измеряется потенциал «трубопровод-земля» и фактическаятолщина стенок труб.

Результатыизмерений и лабораторных анализов за подписью исполнителя прикладываются к актув виде приложения (см. приложение 27 [12]).

Оформленныеакты сброшюровываются по годам, хранятся в ПЗК.

По результатамконтрольных вскрытий должны быть намечены мероприятия по обеспечению расчетногосрока службы трубопровода, а также сроки их выполнения.

1.3.9 После проведенияконтрольного вскрытия обязательно должны быть полностью восстановленытеплоизоляционные и строительные конструкции:

- трубызащищены антикоррозионным покрытием, соответствующим требованиям настоящейТиповой инструкции;

- восстановленыосновной слой теплоизоляции, покровный слой, стыки с прилегающими участкамитеплоизоляционной конструкции;

- произведенаочистка канала от грунтовых заносов и остатков разрушенных теплоизоляционных идругих материалов в месте вскрытия;

- установленыплиты перекрытия канала с заменой поломанных плит новыми, произведеныцементирование и гидроизоляция швов.

Проведенныевосстановительные работы освещаются в соответствующем разделе акта (см.приложение 27 [12]).

Места вскрытийтеплопроводов в течение ближайших 3-4 месяцев после засыпки должны находитьсяпод усиленным надзором оперативного персонала. По мере необходимости следуетподсыпать грунт и планировать поверхность земли для отвода поверхностных вод оттеплопроводов.

1.3.10Обследование теплопроводов при ликвидации повреждений производится так же, каки при контрольных вскрытиях (см. п. 1.3.8 настоящей Типовой инструкции).

При утечкахтеплоносителя в местах устранения повреждений, как правило, бывает полноеразрушение теплоизоляционной конструкции и размыв окружающего грунта, чтозначительно затрудняет определение причин коррозионных повреждений. В этихслучаях рекомендуется увеличить размер шурфа по длине прокладки на 5-10 м, апри необходимости для обеспечения расчетного срока службы трубопроводовтепловых сетей и более - до размеров, определенных приборными методами.

1.3.11 Приобнаружении наружной коррозии следует тщательно осмотреть участки труб,прилегающие к поврежденному участку, проверить организацию отвода сточных вод споверхности земли над теплотрассой, плотность швов плит перекрытия каналов,состояние изоляции, антикоррозионных покрытий, а также дренажных устройств.Особое внимание следует обратить на места установки неподвижных и подвижныхопор и на прокладки в стальных футлярах, а также на места пересечения сводопроводом, канализацией, водостоком. В результате осмотра должна бытьустановлена причина возникновения коррозионного повреждения.

Результатыосмотра места повреждения трубопровода фиксируются инженером ПЗК в акте осмотраповрежденного трубопровода (см. приложение 1 [74]), который является формойпервичного учета повреждений, и хранятся в техническом архиве ПЗК.

1.3.12 Приликвидации коррозионного повреждения на замененный или отремонтированныйучасток трубопроводов должно быть нанесено антикоррозионное покрытие,соответствующее требованиям настоящей Типовой инструкции, агрессивныетеплоизоляция или грунт заменены инертными и приняты меры по предотвращениюпопадания влаги на трубопроводы (выполнен отвод с трассы тепловой сетигрунтовых, ливневых и др. вод, уплотнены швы перекрытия каналов и камер), атакже меры по защите теплопроводов от воздействия блуждающих токов.

Дляпредупреждения повторного повреждения участки теплопровода, на которых выявленаинтенсивная наружная коррозия, в процессе дальнейшей эксплуатации должныподвергаться контролю.

В случаевозникновения повторного повреждения на данном участке должна быть организованакомиссия, которая составляет акт о выявлении причин неоднократных поврежденийтрубопроводов с указанием мероприятий и сроков по их устранению.

 

2.Основные требования к выбору методов защиты трубопроводов тепловых сетей отнаружной коррозии

 

2.1 Методызащиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии должны выбираться взависимости от:

- способапрокладки тепловых сетей (подземная канальная, подземная бесканальная,надземная);

- максимальнойтемпературы теплоносителя (за которую принимается расчетная температура сетевойводы в подающем трубопроводе по температурному графику тепловой сети, принятомудля данной системы централизованного теплоснабжения);

- видатепловой изоляции и типа теплоизоляционной конструкции;

- условийэксплуатации, определяемых по результатам периодических наружных осмотров итехнического обследования коррозионного состояния (для канальной прокладки -подверженность каналов затоплению, заносу грунтом, подверженностьтеплоизоляционной конструкции увлажнению капельной влагой; для бесканальнойпрокладки - коррозионная агрессивность грунтов, опасное влияние блуждающихтоков);

- срокаэксплуатации и типа коррозионных повреждений (для действующих тепловых сетей).

2.2 В качествесредств защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей, а также ихэлементов (участков сварных соединений, углов поворотов, тройников и др.),должны применяться защитные антикоррозионные покрытия, наносимые на внешнююповерхность труб под тепловую изоляцию.

При наличиипризнаков опасности наружной коррозии подземных трубопроводов тепловых сетей(раздел 3 настоящей Типовой инструкции) в качестве средств защиты должнаприменяться электрохимическая защита путем катодной поляризации труб с помощьюустановок катодной, электродренажной защиты (поляризованных или усиленныхэлектродренажей) или протекторов. Наличие хотя бы по одному из признаковопасности наружной коррозии для того или иного способа прокладки указывает нанеобходимость применения средств ЭХЗ.

2.3 Длятрубопроводов тепловых сетей, проложенных с использованием теплоизоляционныхконструкций высокой заводской готовности (например, трубопроводов с изоляциейиз пенополиуретана и трубой-оболочкой из полиэтилена высокой плотности,оборудованных системой оперативного дистанционного контроля (ОДК),сигнализирующей о повреждениях и наличии влаги в изоляции, а также длятрубопроводов с другими видами теплоизоляционных конструкций, не уступающихуказанной выше конструкции по эксплуатационным свойствам), защитныеантикоррозионные покрытия не применяются.

2.4 Принадземной прокладке для трубопроводов тепловых сетей должны применяться толькозащитные антикоррозионные покрытия.

2.5 Для трубопроводовтепловых сетей, транспортирующих пар, при подземной прокладке и наличиипризнаков опасности наружной коррозии (см. раздел 3 настоящей Типовойинструкции) кроме защитных антикоррозионных покрытий стальных труб должныпредусматриваться средства электрохимической защиты для тех сетей, в которыхмогут быть разовые перерывы в подаче пара продолжительностью более одногомесяца,

2.6 Выбор типазащитных антикоррозионных покрытий для трубопроводов тепловых сетей долженпроизводиться по максимальной температуре теплоносителя с учетом способапрокладки тепловых сетей, вида тепловой изоляции, состояния защищаемойповерхности труб, располагаемых технологий ее подготовки, условий нанесенияпокрытия по рекомендациям, приведенным в разделах 5, 6 настоящей Типовойинструкции.

При выпускезащитных антикоррозионных покрытий с лучшими технико-экономическимипоказателями, удовлетворяющими требованиям работы на тепловых сетях (см. п.п.5.5, 5.7 настоящей Типовой инструкции), следует применять эти покрытия взаменуказанных в таблице 2 настоящей Типовой инструкции (после проведения стендовыхиспытаний согласно [7] и получения положительных результатов).

2.7Электрохимическая защита (ЭХЗ) может осуществляться с помощью станций катоднойзащиты (СКЗ), электродренажных установок и гальванических анодов (протекторов).СКЗ и электродренажные установки могут применяться как для бесканальной, так иканальной прокладок тепловых сетей. В последнем случае при использовании СКЗ иханодные заземлители (AЗ) могут размещаться как за пределами каналов, так инепосредственно в каналах. Гальваническая (протекторная) защита можетприменяться только при канальной прокладке тепловых сетей с их размещением удна канала или на поверхности трубопроводов. В случаях наличия защитныхантикоррозионных покрытий, обладающих протекторными свойствами (например,металлизационного алюминиевого покрытия), ЭХЗ применяется лишь при опасномвоздействии блуждающих постоянных токов или переменных токов (см. раздел 7настоящей Типовой инструкции).

2.8 Защита откоррозии стальных опорных строительных конструкций под трубопроводы тепловыхсетей должна предусматриваться в соответствии с [1].

Для указанныхконструкций могут применяться лакокрасочные защитные покрытия, приведенные втаблице 2 настоящей Типовой инструкции.

 

3.Критерии (признаки) опасности наружной коррозии подземных трубопроводовтепловых сетей

 

3.1 Критерии(признаки) опасности наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей обусловленыспособом их прокладки, конструктивными особенностями и условиями эксплуатации,которые определяются на основании фактических данных о коррозионном состоянииметалла труб, полученных при периодических осмотрах и техническомосвидетельствовании в соответствии [8].

Длятрубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки критериями опасностикоррозии являются:

- высокаякоррозионная агрессивность грунта;

- опасноевлияние блуждающего постоянного тока;

- опасноевлияние переменного тока.

Примечание.1. На участках трубопроводов, находящихся в тепловых камерах, смотровыхколодцах, подвалах и т. д., критерии опасности коррозии те же, как и длятрубопроводов канальной прокладки.

2. Натрубопроводы тепловых сетей с пенополиуретановой тепловой изоляцией итрубой-оболочкой из жесткого полиэтилена (конструкция «труба в трубе») и аналогичнойтеплоизоляционной конструкцией на стыках труб, отводах и углах поворотов,имеющих действующую систему ОДК состояния изоляции трубопроводов, указанныекритерии опасности коррозии не распространяются.

Длятрубопроводов тепловых сетей канальной прокладки критериями опасности коррозииявляются:

- наличие водыв канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигают изоляционнойконструкции или поверхности трубопровода;

- увлажнениетеплоизоляционной конструкции влагой, достигающей поверхности труб: капельной сперекрытий канала или стекающей по щитовой опоре, а также попадающей в тепловуюкамеру через неплотности крышек смотровых колодцев и тепловых камер.

Примечание.При наличии воды или грунта в канале, которые достигают изоляционнойконструкции или поверхности трубопровода, опасное влияние блуждающегопостоянного тока и переменного тока увеличивает скорость коррозии наружнойповерхности трубопроводов, контактирующей с водой или грунтом заноса в канале.

3.2Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистым инизколегированным сталям, из которых изготавливаются трубы тепловых сетей,характеризуется двумя показателями:

- удельнымэлектрическим сопротивлением грунта (УЭС), определенным в полевых условиях;

- УЭС грунта,определенным в лабораторных условиях.

Если один изпоказателей свидетельствует о высокой агрессивности грунта (см. таблицу 1), тогрунт считается агрессивным и определение второго показателя не требуется.

 

Таблица 1.Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистым и низколегированнымсталям

 

Коррозионная агрессивность грунта

Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м

Низкая

Свыше 50

Средняя

От 20 до 50

Высокая

Менее 20

 

3.3Возможность опасного влияния блуждающего постоянного тока на действующие подземныестальные трубопроводы тепловых сетей определяется по наличию изменяющегося познаку и по величине смещения потенциала трубопровода по отношению к егостационарному потенциалу (знакопеременная зона) или по наличию толькоположительного смещения потенциала изменяющегося по величине (анодная зона).Для вновь сооружаемых теплопроводов оно определяется по наличию блуждающихтоков в земле.

Примечание.Стационарный потенциал трубопровода - это разность потенциалов междутрубопроводом и неполяризующимся электродом сравнения при отсутствии блуждающихтоков и поляризации от внешних источников тока.

3.4Возможность опасного влияния переменного тока на стальные подземныетрубопроводы тепловых сетей определяется по смещению среднего значенияпотенциала трубопровода в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ, поотношению к стационарному потенциалу, либо по наличию переменного токаплотностью более 1 мА/см2 (10 А/м ) на вспомогательном электроде.

 

4.Определение опасности наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей

 

4.1 Дляопределения опасности наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должнысистематически проводиться осмотры трубопроводов подземных тепловых сетей иэлектрические измерения для определения коррозионной агрессивности грунтов иопасного действия блуждающих токов.

4.2Электрические измерения на тепловых сетях, находящихся в эксплуатации, должныпроизводиться ПЗК ОЭТС (см. п.п. 1.3.4-1.3.6 настоящей Типовой инструкции). Кэтим работам могут привлекаться также специализированные организации.

4.3Электрические измерения (см. п. 1.1.1 настоящей Типовой инструкции)на трассахвновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей должны производиться, какправило, организациями, разрабатывающими проект прокладки или капитальногоремонта тепловых сетей, или специализированными организациями, разрабатывающимитехнические решения по защите тепловых сетей от наружной коррозии.

 

Определениекоррозионной агрессивности грунтов в полевых и лабораторных условиях

 

4.4 ИзмеренияУЭС грунта производятся для выявления участков трассы тепловых сетейбесканальной прокладки в грунте с высокой коррозионной агрессивностью, а такжедля выбора типа, конструкции и расчета анодного заземлителя при необходимостиЭХЗ (катодной защиты) трубопроводов тепловых сетей.

4.5 Коррозионнаяагрессивность грунта по их УЭС определяется в полевых и лабораторных условиях.

4.6 ИзмерениеУЭС грунта в полевых условиях на действующих тепловых сетях должнопроизводиться вдоль трассы тепловой сети через каждые 100-200 м на расстоянии2-4 м от ее оси.

На трассахвновь сооружаемых тепловых сетей УЭС грунта производится вдоль осипредполагаемой трассы через каждые 100-200 м.

4.7 ИзмерениеУЭС должно производиться в период отсутствия промерзания грунта на глубинезаложения трубопроводов тепловых сетей по четырехэлектродной схеме (рис. 1) спомощью измерителей сопротивления типа М-416, Ф-416, Ф 4103-М1, аппаратуры ГУП«Парсек» или других приборов. В качестве электродов применяют стальные стержнидлиной 250-350 мм и диаметром 15-20 мм.

 

Схемаопределения удельного электрического сопротивления грунта в полевых условиях

 

 

1- стальные электроды; 2 - измерительный прибор

Рис.1

 

Расстояниямежду смежными электродами принимаются одинаковыми, глубина забивки электродовв грунт должна быть не более 1/20 расстояния между смежными электродами.

4.8 УЭС грунтаr (Ом·м) вычисляют по формуле:

r = 2pR а,                                                                 (4.1)

где R -величина электрического сопротивления, измеренная по прибору, Ом;

а -расстояние между смежными электродами, принимаемое равным глубине прокладкитрубопроводов, м.

Результатыизмерения и расчетов заносят в протокол (приложение Б).

4.9 Дляопределения УЭС грунта в лабораторных условиях необходимо произвести отбор иобработку проб испытываемого грунта.

Пробы грунтаотбирают в шурфах, скважинах или траншеях из слоев, расположенных на глубинепрокладки трубопроводов, с интервалом 50¸200м на расстоянии 0,5¸0,7 м отбоковой стенки труб. Для пробы берут 1,5¸2,0кг грунта, удаляя твердые включения размером более 3 мм. Отобранную пробупомещают в полиэтиленовый пакет и снабжают паспортом, в котором указываютсяномера объекта и пробы, место и глубина отбора пробы.

4.10 Дляопределения коррозионной агрессивности грунта по отношению к стали влабораторных условиях рекомендуется использовать специальные устройства иприборы, например, УЛПК-1 и АКГК. Приборы снабжены инструкцией по эксплуатации,ячейками, электродами, предназначенными для определения УЭС грунта.

4.11Определение УЭС грунта в лабораторных условиях проводится по 4-х электроднойсхеме (рис. 2). Сущность метода в том, что внешние электроды с одинаковойплощадью рабочей поверхности S поляризуют током определенной силы Jи измеряют падение напряжения U на двух внутренних электродах прирасстоянии L между ними. Если измерения проводят на постоянном токе, тоиспользуют 3 разных значения силы тока. Сопротивление грунта Rрассчитывают по формуле:

R= U/J                                                                    (4.2)

 

Схемаустановки для определения удельного электрического сопротивления грунта в лабораторныхусловиях

 

 

1- измерительная ячейка; 2 - внешние электроды; 3 - внутренние электроды;

4- прибор для определения УЭС грунта (воды); 5 - клеммник для подключения кприбору соответствующих электродов.

Рис.2

 

Удельноеэлектрическое сопротивление грунта r,Ом·м, вычисляют по формуле:

r = R (S / L),                                                              (4.3)

где R -измеренное сопротивление, Ом;

S -площадь поверхности рабочего электрода, м2;

L -расстояние между внутренними электродами, м.

 

Внешниеэлектроды представляют собой прямоугольные пластины (из углеродистой илинержавеющей стали) с ножкой, к которой крепится или припаивается проводник -токоподвод. Размеры электродов 44x40 мм, где 40 - высота электрода. Однусторону электродов, которая примыкает к торцевой поверхности ячейки, изолируют.

Внутренниеэлектроды изготавливают из медной проволоки или стержня диаметром 1-3 мм идлиной более высоты ячейки.

Ячейкавыполняется прямоугольной формы, из материала с диэлектрическими свойствами(стекло, фарфор, пластмасса). Внутренние размеры ячейки рекомендуются 100x45x45мм.

Отобраннуюпробу песчаных грунтов смачивают до полного влагонасыщения, а глинистых грунтов- до достижения мягкопластичного состояния. Если уровень грунтовых вод нижеуровня отбора проб, смачивание проводят дистиллированной водой, а если выше -грунтовой водой. Электроды зачищают шлифовальной шкуркой ГОСТ 6456 [72]зернистостью 40 и менее, обезжиривают ацетоном, промывают дистиллированнойводой. Внешние электроды устанавливают вплотную к торцевым поверхностям внутриячейки. В ячейку укладывают грунт, послойно утрамбовывая его, на высоту меньшевысоты ячейки на 4 мм. Затем устанавливают внутренние электроды вертикально, опускаяих до дна по центральной линии ячейки на расстоянии 50 мм друг от друга и 25 ммот торцевых стенок ячейки.

Измерения приопределении УЭС грунта производят в соответствии с инструкцией, прилагаемой кприбору.

Результатызаносят в протокол (приложение Б).

 

Определениеналичия блуждающих постоянных токов в земле для вновь сооружаемых трубопроводовтепловых сетей

 

4.12Определение наличия блуждающих постоянных токов по трассе вновь сооружаемыхтеплопроводов при отсутствии проложенных смежных подземных металлическихсооружений следует проводить, измеряя разность потенциалов между двумя точкамиземли через каждые 1000 м по двум взаимно перпендикулярным направлениям приразносе измерительных электродов на 100 м. Схема измерений приведена на рис. 3.

 

Схемаэлектрических измерений для обнаружения блуждающих токов в земле

 

 

1- медносульфатные электроды сравнения; 2 - изолированные проводники;

pV- вольтметр; l - расстояние между электродамисравнения.

Рис.3

 

4.13 Приналичии подземных металлических сооружений, проложенных вблизи трассы вновьсооружаемых теплопроводов на расстоянии не более 100 м, определение наличияблуждающих токов осуществляется путем измерения разности потенциалов междусуществующим сооружением и землей с шагом измерений не более 200 м.

4.14 Дляизмерения напряжения и силы тока используются показывающие и регистрирующиеприборы классом точности не ниже 1,5. Следует применять вольтметры с внутреннимсопротивлением не менее 200 кОм/В. Среди рекомендуемых приборов можно указать:ЭВ 2234; мультиметр цифровой специализированный 43313.1; прибор для измеренияпараметров установок защиты от коррозии подземных металлических сооруженийПКИ-02.

4.15 Приизмерениях используют переносные медносульфатные электроды сравнения (МЭС),которые подбирают так, чтобы разность потенциалов между двумя электродами непревышала 10 мВ, что должно быть определено в лабораторных условиях.

Переносноймедносульфатный электрод сравнения (рис. 4) состоит из неметаллического пологокорпуса с пористым дном и навинчивающейся крышкой с укрепленным в ней стержнемиз красной меди. В корпус заливают насыщенный раствор медного купороса CuSO4 · 5Н2О.

При сборкепереносных медносульфатных электродов необходимо:

- очиститьмедный стержень от загрязнений и окисных пленок либо механически (наждачнойбумагой), либо травлением азотной кислотой. После травления стержень тщательнопромыть дистиллированной или кипяченой водой. Попадание кислоты в сосудэлектрода недопустимо;

- залитьэлектрод насыщенным раствором чистого медного купороса в дистиллированной иликипяченой воде с добавлением кристаллов купороса. Заливать электроды следует засутки до начала измерений. После заливки все электроды установить в один сосуд(стеклянный или эмалированный) с насыщенным раствором медного купороса так,чтобы пористое дно электродов было полностью погружено в раствор.

 

Переносноймедносульфатный электрод сравнения

 

 

1- корпус; 2 - стержень из красной меди; 3 - крышка для крепления стержня;

4- наконечник проводника; 5 - контактный зажим; 6 - полость, заполняемаянасыщенным раствором медного купороса; 7 - нижняя крышка; 8 - пористое дно.

Рис.4

 

4.16 Измеренияв каждом пункте должны проводиться не менее 10 мин с непрерывной регистрациейили с ручной записью результатов через каждые 10с (приложение В).

В зоне блуждающихтоков трамвая с частотой движения 15-20 пар в 1 ч измерения необходимопроизводить в часы утренней или вечерней пиковой нагрузки электротранспорта.

В зоне влиянияблуждающих токов электрифицированных железных дорог период измерения долженохватывать пусковые моменты и время прохождения электропоездов в обе сторонымежду двумя ближайшими станциями.

4.17 Еслинаибольший размах колебаний разности потенциалов (между наибольшим и наименьшимее значениями) превышает 0,04 В, это характеризует наличие блуждающих токов(как в отсутствии, так и при наличии других подземных сооружений, проложенныхвблизи трассы вновь сооружаемых теплопроводов).

Примечание.При измерениях в зоне действия блуждающих токов и амплитуде колебаний разностипотенциалов, превышающей 0,5 В, вместо медносульфатных могут быть использованыстальные электроды, аналогичные описанным в п. 4.7 настоящей Типовойинструкции.

 

 

Определениеопасного влияния блуждающего постоянного тока для действующих трубопроводовтепловых сетей

 

4.18 Опасноевлияние блуждающего постоянного тока выявляют, определяя изменение потенциалатрубопровода под действием блуждающего тока по отношению к стационарномупотенциалу трубопровода. Измерения выполняются с шагом не более 200 м.

4.19 Измеренияпроизводят в стационарных контрольно-измерительных пунктах (КИП), оборудованныхэлектродами сравнения длительного действия (см. приложение Т), или нанестационарных КИП, устанавливая электроды сравнения на дне камеры, в шурфахили на поверхности земли на минимально возможном расстоянии (в плане) оттрубопроводов.

4.20 Дляпроведения измерений используют вольтметры в соответствии с п.4.14 настоящейТиповой инструкции. Положительную клемму измерительного прибора присоединяют ктрубопроводу, отрицательную - к электроду сравнения.

4.21 Режимизмерений должен соответствовать условиям, изложенным в п.4.16 настоящейТиповой инструкции.

Результатыручной записи измерений заносят в протокол (приложение В).

В тех случаях,когда наибольший размах колебаний потенциала трубопроводов, измеряемогоотносительно МЭС (разность между наибольшим и наименьшим абсолютными значениямиэтого потенциала) не превышает 0,04 В, колебания потенциала не характеризуютопасного влияния блуждающих постоянных токов.

4.22Стационарный потенциал трубопроводов Uстследует определять при выключенных средствах ЭХЗ путем непрерывного измерения ирегистрации разности потенциалов между трубопроводом (подающим или обратным) иМЭС в течение достаточно длительного времени - вплоть до выявленияпрактически не изменяющегося во времени (в пределах 0,04 В) значенияпотенциала, относящемуся к периоду перерыва в движении электрифицированноготранспорта, когда блуждающий ток отсутствует (как правило, в ночное времясуток). За стационарный потенциал трубопровода принимается среднее значениепотенциала при различии измерявшихся значений не более, чем на 40 мВ. Приотсутствии возможности измерения стационарного потенциала трубопровода егозначение принимают равным минус 0,7 В относительно МЭС.

Примечание.При определении опасного влияния блуждающего постоянного тока на теплопроводыканальной прокладки электроды сравнения следует устанавливать в зоне затопленияили заиливания канала.

4.23 Разностьмежду измеренным потенциалом трубопровода и его стационарным потенциаломопределяется по формуле:

DU = Uизм- Uст,                                                           (4.4)

где Uизм - наименее отрицательная и наиболееположительная за период измерений разность потенциалов между трубопроводом иМЭС.

Результатвычислений заносят в протокол (приложение В).

Длятеплопроводов бесканальной прокладки, проложенных в грунтах высокойкоррозионной агрессивности, влияние блуждающих токов признается опасным приналичии за период измерений положительного смещения потенциала; в грунтахсредней и низкой коррозионной агрессивности влияние блуждающего тока признаетсяопасным при суммарной продолжительности положительных смещений потенциалаотносительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на суткиболее 4 мин/сутки.

Длятеплопроводов канальной прокладки на участках их затопления или заиливаниявлияние блуждающих постоянных токов признается опасным при наличии за периодизмерений положительного смещения потенциала (см. примечание к п. 3.1 настоящейТиповой инструкции).

 

Определениеопасного влияния переменного тока

 

4.24 Зоныопасного влияния переменного тока определяют на участках трубопроводов, накоторых выявлены значения напряжения переменного тока между трубопроводом иМЭС, превышающие 0,3 В.

4.25 Смещениепотенциала трубопровода, вызываемое переменным током, измеряют навспомогательном электроде (ВЭ) относительно переносного МЭС до и послеподключения ВЭ к трубопроводу через конденсатор емкостью 4 мкф. ВЭ представляетсобой пластину, изготовленную из стали ст. 3 размером 25x25 мм, толщиной 1,5-2,0мм.

Примечания.

1. На участкетрубопровода, оборудованного ЭХЗ, измерения выполняют при отключенных средствахЭХЗ.

2. Натеплопроводах канальной прокладки опасное влияние переменного тока определяютлишь на участках затопления или заиливания каналов.

3. Натрубопроводах тепловых сетей бесканальной прокладки с пенополиуретановойтепловой изоляцией и трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена (конструкция«труба в трубе») и аналогичной теплоизоляционной конструкцией на стыках труб,отводах и углах поворотов, имеющих действующую систему оперативногодистанционного контроля (ОДК) состояния изоляции трубопроводов, контрольопасности влияния переменного и постоянного тока не производится.

4.26 ВЭустанавливают в специально подготовленном шурфе, подготовку и установкукоторого производят в следующем порядке.

В намеченномпункте измерений над теплопроводом или в максимальном приближении к нему (вплане) в месте отсутствия дорожного покрытия делают шурф глубиной 300-350 мм идиаметром 180-200 мм.

Передустановкой в грунт ВЭ зачищают шлифовальной шкуркой ГОСТ 6456 [72] зернистостью40 и насухо протирают. Предварительно из взятой со дна шурфа части грунта,контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размером более 3мм. На выровненное дно шурфа насыпают слой грунта толщиной 30 мм, на немукладывают ВЭ рабочей (неизолированной) поверхностью вниз и засыпают егогрунтом слоем 60-80 мм от дна шурфа. Грунт над ВЭ утрамбовывают с усилием 3-4кг на площадь ВЭ. Сверху устанавливают переносной МЭС и засыпают грунтом.Переносной МЭС подготавливают по п. 4.15 настоящей Типовой инструкции. Приналичии атмосферных осадков предусматривают меры против увлажнения грунта ипопадания влаги в шурф.

4.27 Дляпроведения измерений собирают схему, приведенную на рис. 5. Используютвольтметр с входным сопротивлением не менее 1 МОм (например, типа 43313.1,ПКИ-02).

Измеренияпроизводят в такой последовательности:

- измеряютстационарный потенциал ВЭ относительно МЭС через 10 мин после его установки вгрунт;

- послестабилизации значения стационарного потенциала ВЭ в пределах 1 -2 мВ в течение5 мин подключают ВЭ к трубопроводу по схеме рис. 5 и через 10 мин снимаютпервое показание вольтметра;

- показаниянепрерывно записывают в память соответствующего измерительного прибора (например,ПКИ-02) или снимают через 10 с в течение не менее 10 мин.

Среднеесмещение потенциала ВЭ за период измерений определяют по компьютерной программе(например, используемой при камеральной работе с прибором ПКИ-02) или поформуле:

,мВ                                          (4.5)

где  -сумма значений потенциала, измеренного при подключении ВЭ к трубопроводу, мВ;

Uст- стационарный потенциал ВЭ;

m -общее число измерений.

Действиепеременного тока признается опасным при среднем значении смещения потенциала вотрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ по отношению к стационарномупотенциалу.

Результатыизмерений оформляют в виде протокола (приложение Г).

4.28 Длядополнительной оценки опасности коррозии стальных трубопроводов подвоздействием переменного тока измеряют силу переменного тока ВЭ при подключенииего к трубопроводу. Для этой цели в цепи ВЭ - конденсатор - трубопроводдополнительно включают амперметр переменного тока с пределами измерений от 0,01мА (1·10-5 А) (рис. 5). После подключения ВЭ к трубопроводу измеряютсилу переменного тока в течение 10 мин через каждые 10-20 с с записью по формеприложения Г.

Среднююплотность переменного тока рассчитывают по формуле:

j= J / 6,25, mA/см2,                                                     (4.6)

где J -среднее значение силы переменного тока за время измерений, мВ;

6,25 - площадьВЭ, см2.

Действиепеременного тока признается опасным при средней плотности тока более 1 мА/см2(10 А/м2).

При использованиимультиметров, позволяющих измерять напряжение и силу тока, допускается сначалаизмерить смещение потенциала ВЭ по п. 4.27 настоящей Типовой инструкции, азатем, включив прибор в цепь в качестве амперметра, измерить силу переменноготока на ВЭ.

При наличииамперметра и вольтметра одновременно измеряют смещение потенциала ВЭ и силупеременного тока после присоединения ВЭ к трубопроводу.

 

Схемаизмерения смещения стационарного потенциала трубопровода под влияниемпеременного тока

 

 

1 -трубопровод; 2 - датчик потенциала; 3 - переносной медносульфатный электродсравнения; 4 - шурф; 5 - вольтметр постоянного тока; 6 - конденсатор; 7 -выключатель;

8- амперметр переменного тока.

Рис.5

 

Эксплуатационныйконтроль опасности коррозии трубопроводов

 

4.29Определение опасности действия постоянных блуждающих токов (по п. п. 4.18-4.28настоящей Типовой инструкции) в зонах их влияния на трубопроводы тепловых сетейбесканальной прокладки на участках, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 разв 2 года, а также после каждого значительного изменения режима работы системэлектроснабжения электрифицированного транспорта, изменения условий, связанныхс развитием сети источников блуждающих токов.

4.30Определение опасности действия блуждающих постоянных токов в зонах их влиянияна трубопроводы тепловых сетей канальной прокладки на участках, ранее нетребовавших ЭХЗ, проводится после получения от ОЭТС сведений о наличии воды вканале или заносе канала грунтом, когда вода или грунт достигаюттеплоизоляционной конструкции.

Оценкакоррозионной агрессивности грунтов (по п.п. 4.4-4.11 настоящей Типовойинструкции) по трассе трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки,ранее не требовавших ЭХЗ, проводится не реже 1 раза в 5 лет, а также при каждомизменении коррозионных условий.

 

5.Требования к защитным антикоррозионным покрытиям для трубопроводов тепловыхсетей и элементов трубопроводов. Методы контроля защитных свойств покрытий

 

5.1 Всестальные трубопроводы тепловых сетей и элементы трубопроводов должны быть защищеныот наружной коррозии с помощью защитных антикоррозионных покрытий, которые наносятсяна наружную поверхность труб, за исключением случаев, отмеченных в п. 2.3настоящей Типовой инструкции.

Защитноеантикоррозионное покрытие должно обладать высокими защитными свойствами и  охранятьих в условиях эксплуатации (воздействие тепла, влаги, одновременное воздействиетепла и влаги, агрессивных сред, блуждающих токов), обеспечивая защитутрубопроводов в течение расчетного срока службы.

5.2 Выборзащитных антикоррозионных покрытий для вновь сооружаемых тепловых сетей долженпроизводиться в зависимости от способа прокладки тепловых сетей, вида итемпературы теплоносителя.

Длядействующих тепловых сетей при выборе защитного покрытия и технологии егонанесения необходимо руководствоваться, в дополнение к изложенному, состояниемзащищаемой поверхности трубопровода, возможностью применения механизированныхспособов очистки защищаемой поверхности и нанесения покрытия.

5.3 Покрытия,рекомендуемые для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей и ихэлементов, приведены в таблице 2 (раздел 6 настоящей Типовой инструкции).

5.4 Покрытия,которые предполагается применять для трубопроводов тепловых сетей, но невключенные в таблицу 2, должны предварительно проходить комплексные стендовыеиспытания согласно методическим указаниям [7] и отвечать предъявляемымтребованиям (см. п.п. 5.5, 5.7 настоящей Типовой инструкции). Комплексиспытаний, включенных в методические указания, позволяет оценивать основныефизико-механические, диэлектрические и прочие свойства защитныхантикоррозионных покрытий и тенденцию покрытий к старению в жесткихкоррозионных условиях, характерных для работы подземных тепловых сетей. С этойцелью ряд показателей защитных свойств покрытий должен определяться как доначала испытаний, так и после их завершения.

Свойствапокрытий, которые наносятся как в заводских, так и полевых условиях, должныопределяться на образцах с различной степенью подготовки поверхности ГОСТ 9.402[34], что отвечает реальным условиям их нанесения в полевых условиях.

Учитываявозможность изменения рецептур и технологии производства лакокрасочныхпокрытий, следует проводить не реже 1 раза в 5 лет, повторные стендовыеиспытания защитных свойств покрытий.

Основныеметодические положения стендовых испытаний защитных антикоррозионных покрытийдля подземных теплопроводов приведены в приложении Д.

Для проведенияработ по испытаниям защитных антикоррозионных покрытий выполняющая ихорганизация должна быть аттестована и иметь соответствующее разрешение(лицензию), полученное в установленном порядке.

5.5Антикоррозионные покрытия, предназначенные для защиты трубопроводов водяныхтепловых сетей от наружной коррозии, должны отвечать следующим требованиям:

термостойкость:1875 ч при температуре 145-150 °С;

термовлагостойкость:50 циклов "увлажнение-сушка" (один цикл включает одно полноеувлажнение тепловой изоляции, нанесенной на трубу с покрытием, с последующейсушкой при температуре 75-80 °С в течение пяти суток);

стойкость вагрессивных средах: сохранение покрытием защитных свойств под воздействиемкислого раствора рН=2,5 в течение 3000 ч и щелочного раствора рН=10,5 в течение3000 ч (для металлизационных алюминиевых покрытий при рН=4,5 и рН=9,5);

стойкость квоздействию приложенных электрических потенциалов: анодных плюс 0,5 В иплюс 1,0 В по 1500 ч при каждом значении и катодных минус 0,5 В и минус 1,0 Впо 1500 ч при каждом значении.

Покрытия,предназначенные для применения в бесканальных прокладках тепловых сетей, крометого, должны быть устойчивы к истиранию (см. приложение Д).

5.6Пригодность покрытия для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловыхсетей должна оцениваться по следующим основным показателям:

- удельномуобъемному электрическому сопротивлению;

- сплошности;

- прочностипри ударе;

- адгезии;

- гибкости;

- водопоглощению.

Примечание.При выборе защитных антикоррозионных покрытий необходимо учитывать технологииих нанесения для сохранения максимальных показателей вышеперечисленныххарактеристик при нанесении покрытий в полевых условиях.

5.7 Послеполного цикла стендовых испытаний защитное антикоррозионное покрытие должносохранять целостность (отсутствие разрушений покрытия и коррозии металлаобразцов), а физико-механические показатели его должны быть следующими:

удельноеобъемное электрическое сопротивление (УОЭС) не ниже rv ³l·108 Ом·см (на металлизационные покрытия и на лакокрасочныепокрытия, включающие металлические наполнители и являющиеся электропроводными,не распространяется).

Примечание.Значение УОЭС является одним из основных показателей, по которому оцениваютсязащитные свойства покрытия и, главным образом, динамика их изменения в процессевоздействия внешних факторов;

сплошность- 100 %;

прочностьпри ударе - для покрытий лакокрасочных и металлизационных - не ниже 30 кгс·см,для силикатноэмалевых покрытий - не ниже 7 кгс·см;

адгезия- с оценкой "удовлетворительная";

гибкость- отсутствие излома на оправке диаметром не более 100 мм (на силикатноэмалевыепокрытия не распространяется);

водопоглошение- не более 0,6 % после 120 ч нахождения в воде (на силикатноэмалевые покрытияне распространяется).

5.8 Защитныеантикоррозионные покрытия, свойства которых не отвечают предъявляемымтребованиям, применять для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловыхсетей и элементов трубопроводов не допускается.

5.9Определение удельного объемного электрического сопротивления защитныхантикоррозионных покрытий производится согласно ГОСТ 6433.2 [54]. Для защитныхантикоррозионных покрытий, применяемых для трубопроводов тепловых сетей,определение УОЭС допускается производить по методу ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева*.

______________

* Методопробован рядом научно-исследовательских и эксплуатационных организаций (ВНИИГ,ОРГРЭС, АКХ) и применяется при испытаниях защитных антикоррозионных покрытийдля наружной поверхности стальных труб тепловых сетей. Точность получаемых поэтому методу результатов несколько ниже, чем при измерениях по ГОСТ 6433.2[54], но этот метод дает возможность производить измерения на образцах,проходящих испытания, и на трубах в заводских и полевых условиях.

 

Измерениярекомендуется производить с помощью тераомметров с основной погрешностью нарабочих поддиапазонах от 3·108 до 1011 Ом не более ±4 %;от 3·1011 до 1012 Ом не более ±6 %; на рабочемподдиапазоне 1013 Ом не более ±10 % (например, типа Е6-13 А).

Значение УОЭС rv (Ом·см) следуетопределять по формуле:

,                                                             (5.1)

где Rv- переходное электрическое сопротивление покрытия, измеренное тераомметром, Ом;

Sv- площадь покрытия, контактирующая с измерительным электродом, см2;

b - среднее арифметическое значение толщины покрытия, см,

5.10 Проверка сплошностизащитных антикоррозионных покрытий должна производиться электроискровым илиэлектроконтактным методом для всех видов покрытий, кроме металлизационных илакокрасочных, включающих металлические наполнители и являющихсяэлектропроводными.

Сплошностьпокрытий проверяется методом электрического неразрушающего контроля с помощьюспециально предназначенных для этого дефектоскопов.

Сплошностьпокровных силикатноэмалевых покрытий рекомендуется проверять искровымдефектоскопом постоянного тока. Подаваемое напряжение должно составлять 2 кВ на1 мм толщины покрытия.

Сплошностьбезгрунтовых силикатноэмалевых и лакокрасочных покрытий толщиной до 0,5 ммрекомендуется проверять с помощью электроконтактных дефектоскопов (например,типа ЛКД-1 с питанием от аккумуляторных батарей с номинальным напряжением 8,4В).

Длялакокрасочных покрытий толщиной более 0,5 мм рекомендуется применятьэлектроискровой дефектоскоп с напряжением на щупе до 20 кВ (например,"Крона - 1р"). Лакокрасочные покрытия при толщине, соответственно,200 мкм - при 2 кВ, 300 мкм -при 3 кВ, 400 мкм - при 4 кВ, 500 мкм - при 5 кВ.

Сплошностьметаллизационных покрытий определяется визуально (не должно быть участков, гдеотсутствует покрытие).

5.11Определение ударной прочности защитных антикоррозионных покрытий должнопроизводиться по ГОСТ 4765 [55].

За ударнуюпрочность покрытия принимается наибольшая высота, при свободном падении скоторой груз массой 1 кг не вызывает разрушения покрытия. Ударная прочностьвыражается в кгс·см.

За результатиспытания должно приниматься среднее арифметическое трех определений,проводимых последовательно на разных участках образца. Отклонение от среднегозначения должно быть не более 1 кгс·см.

5.12 Адгезиюлакокрасочных защитных антикоррозионных покрытий рекомендуется определять пометоду решетчатых надрезов в соответствии с ГОСТ 15140 [41]. Сущность методазаключается в нанесении на лакокрасочном покрытии решетчатых надрезов дометалла (взаимно перпендикулярно) и визуальной оценке по четырехбалльнойсистеме состояния покрытия после нанесения надрезов.

Размерединичного квадрата должен выбираться в зависимости от толщины покрытия: притолщине менее 60 мкм - 1x1 мм, при толщине от 60 до 120 мкм - 2x2 мм, притолщине от 120 до 200 мкм - 3x3 мм. Адгезия в баллах оценивается по состояниюрешетки надрезов.

Адгезия,оцененная в 1 и 2 балла, считается удовлетворительной (1 балл - края надрезовгладкие, без признаков отслаивания; 2 балла - незначительное отслаиваниепокрытия в местах пересечения линий решетки не более чем на 5 % поверхностирешетки).

5.13Определение гибкости защитных антикоррозионных покрытий следуетпроизводить по ГОСТ 6806 [56] с помощью стандартной шкалы гибкости сдополнительными оправками диаметром 30-50-75-100-150 мм.

5.14Определение водопоглощения защитных антикоррозионных покрытий следуетпроизводить по ГОСТ 21513 [57].

Водопоглощениехарактеризуется количеством воды, сорбированной единицей массы покрытия принахождении его в воде в течение установленного срока (для защитныхантикоррозионных покрытий, предназначенных для труб тепловых сетей, после 120часов).

5.15 Измерениетолщины защитных антикоррозионных покрытий в диапазоне от 0 до 3 ммрекомендуется производить с помощью магнитных измерителей толщины, погрешностькоторых в диапазоне от 60 до 250 мкм не должна превышать ±(0,2 Ах+2) мкм, вдиапазоне от 250 мкм и более ±(0,2 Ах+5) мкм, где Ах - номинальное значениеизмеряемой величины, (например, типов МТ41-МЦ, МИП-10 или др.). Для измерениятолщины более 3 мм следует использовать штангенциркуль с погрешностью измерений0,05 мм.

 

6.Покрытия, рекомендуемые для защиты от наружной коррозии трубопроводов и ихэлементов тепловых сетей. Краткая технология их нанесения. Контроль качествананесения покрытий

 

6.1 Взависимости от способа прокладки тепловых сетей, вида теплоносителя и егомаксимальной температуры, технологий нанесения покрытий рекомендуется применятьзащитные антикоррозионные покрытия, приведенные в таблице 2.

 


Таблица 2.Покрытия, рекомендуемые для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловыхсетей и прошедшие стендовые испытания до 2002 года

 

Наименование защитного покрытия

Вид покрытия

Структура покрытия по слоям. ГОСТ, ТУ на материалы и изделия (см. Прил. Ю)

Общая толщина, мм

Степень очистки

Способ прокладки. Вид теплоносителя

Вид тепловой изоляции

Максимально допустимая тем-pa тепло-

носителя, °С

1

2

3

4

5

6

7

8

1. Органосиликатное покрытие ОС-51-03 (с термообработкой)*

Лако-

красочное

Три слоя органосиликатной краски ОС-51-03. ТУ 84-725-83 [29]. Термообработка при температуре 200 °С

0,25-0,30

Первая и вторая

Подземная в непроходных каналах. Вода

Все виды подвесной тепловой изоляции

180

2. Органосиликатное покрытие ОС-51-03 с отвердителем

Лако-

красочное

Четыре слоя органосиликатной краски ОС-51-03 (ТУ 84-725-83 [29]) с отвердителем (естественная сушка)

0,45

Первая и вторая

Подземная в непроходных каналах. Вода

Все виды подвесной тепловой изоляции

150

3. Эпоксидное покрытие ЭП-969

Лако-

красочное

Три покровных слоя эпоксидной эмали ЭП-969. ТУ 6-10- 1985-84 [30]

0,1

Вторая

Подземная в непроходных каналах. Вода

Все виды подвесной тепловой изоляции

150

4. Кремнийорганическое покрытие КО*

Лако-

красочное

Три покровных слоя покрытия из кремнийорганической композиции КО с отвердителем (естественная сушка). TУ 88.УССР.0.88.001-91 [22]

0,25

Вторая

Подземная в непроходных каналах. Вода

Все виды подвесной тепловой изоляции

150

5. Комплексное полиуретановое покрытие «Вектор»

Лако-

красочное

Два грунтовочных слоя мастики «Вектор 1236» ТУ 5775-002- 17045751-99 [32]. Один покровный слой мастики «Вектор 1214» ТУ 5775-003-17045751-99 [33] (см. примеч. 3)

не менее 0,13

Вторая и третья

Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода

Все виды тепловой изоляции

150

6. Силикатноэмалевое покрытие из безгрунтовой эмали 155Т*

Силикатно-

эмалевое

Два слоя эмали 155Т. ТУ 88-106-86 БССР (гранулят стеклоэмали безгрунтовой марки 155Т БССР) [35],(ТУ 1390-001-01297858-96 [63]

0,5-0,6

Первая

Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар

Все виды тепловой изоляции

300

7. Силикатноэмалевое покрытие из эмали МК-5*

Силикатно-

эмалевое

Два слоя покровной эмали МК-5. ТУ 2367-002-05282012-2000 [36]

0,5-0,6

Первая

Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар

Все виды тепловой изоляции

300

8. Металлизационное алюминиевое покрытие*

Металлиза-

ционное

Два покровных слоя металлизационного алюминиевого покрытия. ГОСТ 9.304 [65]

0,25-0,30

Первая

Подземная в непроходных каналах и в тоннелях, подземная бесканальная; по стенам снаружи зданий, в технических подпольях. Вода

Все виды тепловой изоляции

150

9. Алюмокерамическое покрытие*

Металлиза-

ционное

Один слой покрытия плазменного нанесения из смеси порошков алюминия -ПА-4 (или ПА-3) ГОСТ 6058 [37] - 85 % (по массе) и ильменитового концентрата ТУ 48-4236-91 [38] - 15%

0,2-0,3

Первая

Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар

Все виды тепловой изоляции

300


Примечания

1. Покрытия,отмеченные знаком *, наносятся на трубы только в заводских условиях.

2.Металлизационное алюминиевое покрытие следует применять для трубопроводов степлоизоляцией из материалов, имеющих рН не ниже 4,5 и не выше 9,5.

3. Длякомплексного полиуретанового покрытия «Вектор» в качестве грунтовочных слоевдопускается применять мастику «Вектор 1025» ТУ 5775-004-17045751-99 [31].

4. Графа 5таблицы - согласно ГОСТ 9.402 [34]:

Перваястепень очистки характеризует поверхность, при осмотре которой черезлупу с 6-кратным увеличением продукты коррозии не просматриваются.

Втораястепень очистки характеризует поверхность, при осмотре которойневооруженным глазом продукты коррозии, пригар, остатки формовочной земли идругие загрязнения не обнаруживаются.

Третьястепень очистки характеризует поверхность, до 5 % площади которойпокрыто прочно сцепленной окалиной, литейной коркой.

5.Рекомендации по применению защитных антикоррозионных покрытий с учетом видапроводимых работ на тепловых сетях приведены в приложение Е.

 

6.2Органосиликатные защитные покрытия

 

6.2.1Органосиликатные защитные покрытия ОС-51-03 [29] рекомендуются для защиты откоррозии наружной поверхности трубопроводов тепловых сетей (и элементовтрубопроводов) при подземной прокладке в непроходных каналах для всех видовподвесной тепловой изоляции.

Органосиликатноезащитное покрытие ОС-51-03 с термообработкой должно наноситься натрубы только в заводских условиях. Это покрытие отличается повышеннойтермостойкостью и рекомендуется для защиты от наружной коррозии трубопроводовводяных тепловых сетей при температурах теплоносителя до 180 °С.

Органосиликатноезащитное покрытие ОС -51-03 с отвердителем (естественная сушка)рекомендуется для защиты от наружной коррозии трубопроводов водяных тепловыхсетей указанного выше способа прокладки, но при температурах теплоносителя до150 °С. Это покрытие рекомендуется также для защиты в полевых условиях участковсварных стыковых соединений трубопроводов с защитным покрытием ОС-51-03 горячегоотверждения (с термообработкой), а также элементов трубопроводов тепловыхсетей. Покрытие в полевых условиях наносится кистью на предварительно очищеннуюв соответствии с ГОСТ 9.402 [34] и обезжиренную поверхность металла (см. п.6.2.4 настоящей Типовой инструкции).

6.2.2 Дляорганосиликатных защитных покрытий ОС-51-03 (с термообработкой и сотвердителем) используется органосиликатная краска ОС-51-03; толуол (какрастворитель); бутиловый эфир ортотитановой кислоты - тетрабутоксититан (ТБТ) вкачестве отвердителя (для покрытия естественной сушки).

6.2.3 Передупотреблением органосиликатная краска ОС-51-03 должна быть подвергнутатщательному перемешиванию в таре завода-изготовителя до получения однороднойконсистенции по всему объему. Перемешивание производится в течение 3-4 ч (до полногорастворения осадка) с применением мешалки типа "пьяная бочка" счастотой вращения 100-120 об/мин. После перемешивания должна определятьсявязкость краски, которая должна находиться в пределах 18-24 с по вискозиметруВЗ-4 при температуре окружающего воздуха 20 °С. В случае, если вязкость вышеуказанной, в краску добавляется растворитель (толуол) и производитсядополнительное перемешивание в течение 1 ч.

6.2.4 Наружнаяповерхность стальных труб перед нанесением защитного покрытия ОС-51-03 должнабыть очищена от окалины, продуктов коррозии, жиров и др. загрязнений всоответствии с ГОСТ 9.402 [34]. Методы очистки: пескоструйный, дробеструйный,механический (стальными щетками). Степень очистки - первая и вторая ГОСТ 9.402[34]. Обезжиривание производится толуолом. После обезжиривания, переднанесением первого слоя покрытия поверхность трубы должна быть высушена притемпературе помещения в течение 30 мин.

6.2.5 Защитноепокрытие ОС-51-03 с термообработкой. Покрытие наносится на поверхностьтруб пневматическим распылением с помощью краскораспылителя при давленииподаваемого воздуха 90-150 кПа (0,9-1,5 кгс/см ). Сопло должно быть настроенона круглую струю. Диаметр сопла должен быть 1,5-2 мм. Расстояние от соплакраскораспылителя до окрашиваемой поверхности при нанесении покрытия должнобыть в пределах 150-300 мм в зависимости от давления воздуха.

Для нанесенияпокрытия трубы устанавливаются на специальную установку, обеспечивающую имвращательное движение. Частота вращения выбирается в зависимости от диаметратруб.

Краскананосится на окрашиваемую поверхность в три слоя с послойной сушкой в течение 1ч при температуре окружающего воздуха 20-25 °С.

Отверждениепокрытия на трубах производится путем термической обработки в сушильных камерахпо следующему режиму:

- подъемтемпературы до 60 °С, выдержка 2 ч;

- подъемтемпературы до 100 °С, выдержка 2 ч;

- подъемтемпературы до 150 °С, выдержка 2 ч;

- подъемтемпературы до 200 °С, выдержка 2 ч.

Скоростьподъема температуры не должна превышать 30 °С в 1 ч. Толщина сформированноготрехслойного покрытия после термообработки должна быть не менее 250 мкм.

6.2.6 Защитноепокрытие ОС-51-03 с отвердителем (естественная сушка). Перед нанесениемпокрытия на трубы должны быть произведены очистка (степень очистки - первая ивторая ГОСТ 9.402 [34]), обезжиривание наружной поверхности труб ипервоначальная подготовка краски, как указано в п.п. 6.2.3 и 6.2.4 настоящейТиповой инструкции.

6.2.7 Последоведения краски до рабочей вязкости в нее вводится отвердитель, количествокоторого определяется следующим образом: в паспорте на органосиликатную краскуОС-51-03 указывается масса "нетто" для данной тарызавода-изготовителя и фактический сухой остаток в процентах; по этим даннымрассчитывается количество отвердителя, необходимое для введения в даннуюемкость.

Количествоотвердителя принимается равным 1 % от массы сухого остатка в данной емкости.

Примеррасчета:

масса краски"нетто" в "тарном месте" по паспорту - 20 кг;

сухой остатокпо паспорту - 55 %;

масса сухогоостатка (А) в "тарном месте" определяется по соотношению:

 кг;

массаотвердителя (Б), вводимого в "тарное место", определяется посоотношению:

 кг.

6.2.8 Переднанесением на трубы краска с введенным отвердителем должна быть перемешана спомощью пропеллерной мешалки, вальцов или других приспособлений в течение 2-3 ч(это связано с тем, что после введения отвердителя краска свертывается,превращаясь в комкообразную студенистую массу). В процессе перемешивания должнаконтролироваться вязкость краски, значение которой должно составлять 18-25 с повискозиметру ВЗ-4 при температуре воздуха 20 °С.

В случаенеобходимости в краску добавляется толуол и производится дополнительноеперемешивание в течение 1 ч. Для поддержания однородной консистенции краскадолжна периодически перемешиваться.

Необходимоучитывать, что краска ОС-51-03 естественной сушки после введения отвердителяпригодна для применения в течение не более 48 ч.

6.2.9 Покрытиес отвердителем наносится на поверхность труб пневматическим распылением спомощью краскораспылителя, как это указано в п.6.2.5 настоящей Типовойинструкции.

Покрытиенаносится в четыре слоя. Перед нанесением каждого последующего слоя должна бытьпроизведена сушка предыдущего слоя при температуре помещения в течение 1ч.

Суммарнаятолщина сформированного четырехслойного покрытия должна быть не менее 250 мкм.Расход краски около 400 г/м2.

6.2.10 Защитаучастков сварных соединений труб с органосиликатными защитными покрытиямиОС-51-03 как холодного, так и горячего отверждения, а также элементовтрубопроводов тепловых сетей, производится покрытием ОС-51-03 с отвердителем,которое наносится кистевым способом в четыре слоя на предварительно очищенную(степень очистки - первая и вторая ГОСТ 9.402 [34]) и обезжиренную поверхностьэтих участков.

6.2.11 Посленанесения на трубопроводы и их элементы защитного покрытия ОС-51-03 должна бытьпроизведена проверка сплошности покрытия с помощью дефектоскопа (например,электроконтактного дефектоскопа ЛКД-1 и др.).

6.2.12Органосиликатная краска ОС-51-03 должна храниться в сухом помещении в закрытойтаре, защищенной от прямого воздействия солнечных лучей и попадания влаги, притемпературе плюс 4-20 °С. Срок годности органосиликатных красок при хранении вскладских условиях 1 год. По истечении указанного срока органосиликатная краскадолжна быть подвергнута испытаниям в соответствии с ТУ 84-725 [29].

 

6.3Эпоксидное защитное покрытие

 

6.3.1Эпоксидное защитное покрытие ЭП-969 рекомендуется для защиты от наружнойкоррозии трубопроводов водяных тепловых сетей (и элементов трубопроводов) приподземных прокладках в непроходных каналах для всех видов подвесной тепловойизоляции при температурах теплоносителя до 150 °С.

6.3.2Эпоксидное защитное покрытие ЭП-969 должно наноситься на трубы в базовых(стационарных) условиях.

На участкисварных стыковых соединений и элементы трубопроводов покрытие может наноситьсяв полевых условиях.

Нанесениепокрытия должно производиться с соблюдением технологических требований, приведенныхниже.

6.3.3 Дляэпоксидного защитного покрытия ЭП-969 применяется эмаль ЭП-969 (салатовая) поТУ 6-10-1985-84 [30], которая выпускается и поставляется комплектно в виде двухкомпонентов: полуфабриката эмали (суспензии пигментов и наполнителей в раствореэпоксидной смолы ЭД-20 и сополимера БМК-5) и отвердителя №3 [69] из расчета 73части полуфабриката и 27 частей отвердителя (по массе).

6.3.4 Передприменением в полуфабрикат эмали вводится отвердитель № 3 [69] в соотношении 27частей отвердителя и 73 части полуфабриката (по массе).

После введенияотвердителя и тщательного перемешивания эмаль перед нанесением на трубы должнабыть выдержана в течение 30 мин при температуре 20±2 °С и, в случаенеобходимости, разбавлена растворителем Р-5 ГОСТ 7827 [70] до рабочей вязкостине более 20-22 с по вискозиметру ВЗ-4 при температуре 20 °С.

Приготовленнаяэмаль должна быть использована в течение 8 ч после смешения компонентов (этотак называемая "жизнеспособность" лакокрасочного материала [16]).

6.3.5 Наружнаяповерхность стальных труб перед нанесением эпоксидного защитного покрытиядолжна быть очищена от окалины, продуктов коррозии, жиров и др. загрязнений.Очистка производится пескоструйным или дробеструйным способом; обезжиривание -первоначально толуолом, а затем ацетоном [25]. Степень очистки - вторая.Подготовка поверхности труб должна осуществляться в соответствии с ГОСТ 9.402[34].

6.3.6Эпоксидное защитное покрытие ЭП-969 наносится на трубы в три слоя, причемкаждый последующий слой может наноситься без выдержки на полимеризацию («мокрыйпо мокрому»). Сушка покрытия производится после нанесения всех трех слоев.Время высыхания покрытия - 20 мин при температуре 20±2 °С.

Методынанесения: пневмораспыление, кистевой, полив, окунание.

6.3.7Эпоксидное защитное покрытие ЭП-969 в процессе подготовки и нанесения являетсявзрывоопасным, пожароопасным и токсичным материалом, что обусловлено свойствамирастворителей, входящих в его состав, и свойствами исходного сырья.

Высушенноепокрытие не оказывает вредного влияния на организм человека.

 

6.4Кремнийорганическое защитное покрытие

 

6.4.1Кремнийорганическое покрытие КО рекомендуется для защиты от наружной коррозиитрубопроводов водяных тепловых сетей (и элементов трубопроводов) при подземныхпрокладках в непроходных каналах и любых видах подвесной тепловой изоляции притемпературах теплоносителя до 150 °С.

6.4.2Кремнийорганическое защитное покрытие КО должно наноситься на трубы только взаводских условиях методом электростатического напыления в закрытой камере,автоматически, без присутствия человека.

6.4.3. Длякремнийорганического защитного покрытия применяется кремнийорганическаякомпозиция КО, представляющая собой суспензию измельченных оксидов в растворекремнийорганического полимера с добавлением растворителей и отвердителя,которая должна соответствовать требованиям ТУ 88.088.001-91 [22]. Композиция КОпоставляется в комплекте с отвердителем АГМ-9 по ТУ 6-02-724-77 [71].

6.4.4. Передприменением композиция КО разбавляется до рабочей вязкости толуолом (ГОСТ 9880[67] или ГОСТ 14710 [66]). Для нанесения покрытия краскораспылителем вэлектростатическом поле композиция КО разбавляется до рабочей вязкостиразбавителем РЭ-4В ГОСТ 18187 [64].

6.4.5Композиция КО является токсичной и пожароопасной (относится к третьему классуопасности по ГОСТ 12.1.007 [20]), что обусловлено свойствами растворителей,входящих в ее состав (толуол, сольвент, этилцеллозольв), в связи с чем припроизводстве, применении и испытании композиции КО должны строго соблюдатьсяправила техники безопасности и промышленной санитарии по ГОСТ 12.3.005 [21].

В помещениях,где защитное покрытие наносится на трубы, должна быть обеспечена пожарнаябезопасность согласно ГОСТ 12.1.004 [40], которая предусматривает системупредотвращения пожара и систему пожарной защиты.

6.4.6 Наружнаяповерхность труб перед нанесением защитного покрытия КО должна быть очищена отпродуктов коррозии, окалины, жиров и др. загрязнений в соответствии с ГОСТ9.402 [34]. Методы очистки: пескоструйный, дробеструйный. Степень очистки - втораяГОСТ 9.402 [34].

6.4.7 Передпокраской композиция КО должна быть тщательно перемешана и разбавлена дорабочей вязкости 40-60 с по вискозиметру ВЗ-246 при температуре 20 °С толуоломили разбавителем РЭ-4В. Затем вводится отвердитель АГМ-9.

6.4.8 Окраскатруб производится краскораспылителем в окрасочной камере при температуре 15-35°С и относительной влажности 45-75%.

Защитноепокрытие из композиции КО наносится на трубы в три слоя.

При покраскедолжно быть обеспечено перекрестное нанесение композиции путем перемещениякраскораспылителя вдоль и поперек оси трубы.

6.4.9Отверждение покрытия производится на воздухе после введения отвердителя притемпературе 15-35 °С в течение 24 ч.

6.4.10. Длязащиты участков сварных соединений и элементов трубопроводов тепловых сетей вполевых условиях покрытие из композиции КО наносится кистевым способом напредварительно очищенную и обезжиренную поверхность этих участков {степеньочистки - вторая ГОСТ 9.402 [34]).

 

6.5Комплексное полиуретановое защитное покрытие «Вектор»

 

6.5.1Комплексное защитное покрытие «Вектор» рекомендуется для защиты от наружнойкоррозии трубопроводов тепловых сетей (и элементов трубопроводов) при подземныхпрокладках в непроходных каналах и бесканальных прокладках для всех видовтепловой изоляции при температуре теплоносителя до 150 °С.

6.5.2 Дляформирования комплексного покрытия применяются двухкомпонентные мастики«Вектор». Мастика «Вектор 1236» (серебристо-серая) [32] наносится в качествегрунтовочных слоев (два слоя общей толщиной 0,08-0,1 мм). Допускаетсяприменение в качестве грунтовочных слоев мастики «Вектор 1025» (коричневая)[31].

В качествепокровного слоя наносится мастика «Вектор 1214» [33] (один слой толщиной0,05-0,075 мм).

Общая толщинапокрытия должна составлять не менее 0,13 мм.

6.5.3Комплексное защитное покрытие «Вектор» должно наноситься на трубы, как правило,в стационарных условиях на трубозаготовительных заводах, производственных базахстроительно-монтажных предприятий или специально оборудованных участках.Покрытие может наноситься и в полевых условиях при защите участков сварныхсоединений труб, элементов трубопроводов (отводов, конусных переходов,тройников и др.), а также для устранения дефектов покрытия.

6.5.4 Процесснанесения на трубы и элементы трубопровода комплексного защитного покрытия«Вектор» включает: подготовку поверхности, приготовление мастики длягрунтовочных и покровных слоев, нанесение грунтовочных слоев, нанесениепокровного слоя, контроль сплошности, устранение обнаруженных дефектовзащитного покрытия.

6.5.5Подготовка поверхности труб заключается в механическом удалении окалины, слабосцепленных продуктов коррозии, грязи. Очистка производится механическимистальными щетками (в полевых условиях: ручными металлическими щетками,скребками, наждачной бумагой). Сварочные швы и околошовную зону следуетзачищать от остатков шлама и сварочных брызг. Степень очистки - вторая (принанесении покрытия в стационарных условиях) и третья (при нанесении покрытия вполевых условиях) по ГОСТ 9.402 [34].

6.5.6 Приналичии на металле жировых загрязнений они должны быть удалены путем двукратнойпротирки одним из указанных растворителей: бензином, ацетоном [25],растворителем 646. Наличие на поверхности видимых следов влаги не допускается.

6.5.7 Грунт«Вектор 1236» (серебристо-серый) поставляется как комплект из двух жидкихполимерных частей (компонент № 1 и компонент № 2). Компоненты упакованы вполиэтиленовую тару и смешиваются непосредственно перед нанесением мастики.Смешивание компонентов № 1 и № 2 производится в соотношении 1:2 по массе,соответственно.

Примечание.Для удобства приготовления мастики в полевых условиях, как правило, применяетсямелкая двухтарная расфасовка компонентов, где масса компонента № 1 (первоетарное место) пропорциональна массе компонента № 2 (второе тарное место).

6.5.8 Дляполучения мастики каждый из компонентов должен быть тщательно перемешан дополучения однородной массы. Компонент из меньшей емкости полностью переливаетсяв большую емкость со вторым компонентом, где и производится их смешивание с применениеммеханических или электрических мешалок, а при малых объемах вручную. Полученнаясмесь компонентов должна быть однородной по цвету и консистенции.

6.5.9 Вязкостьмастики должна составлять не менее 25 с по вискозиметру ВЗ-4. Для уменьшениявязкости мастики допускается ее разбавление после смешивания ксилолом ГОСТ 9949[23] или сольвентом (нефрасом) ТУ 38101809-90 [26]. Количество вводимогорастворителя .должно составлять не более 10 % от общей массы подготовленноймастики. Жизнеспособность мастики после смешивания компонентов составляет неменее 8 ч при условии хранения в закрытой таре. Время отверждения мастики посленанесения на защищаемую поверхность составляет не более 24 ч при температуре 20°С.

6.5.10 Методынанесения мастики: пневмораспыление, безвоздушное распыление, кистевой. Переднанесением последующего слоя должна быть произведена сушка предыдущего слоя втечение 2-3 ч (до отлипа).

6.5.11Покровный слой мастики «Вектор 1214» наносится в один слой по загрунтованнойдвумя слоями мастики «Вектор 1236» поверхности.

Композиция«Вектор 1214» (двухкомпонентная мастика холодного отверждения на основесинтетических смол) поставляется как комплект из двух жидких полимерных частей(компонент № 1 и компонент № 2).

Подготовкамастики к нанесению аналогична изложенной в пунктах 6.5.7-6.5.9.

Покровный слоймастики «Вектор 1214» наносится, как и грунтовочные слои пневмораспылением,безвоздушным распылением, кистевым способом.

Общая толщиназащитного покрытия должна быть не менее 0,13 мм.

Времяотверждения мастики на защищаемой поверхности составляет 18-20 ч притемпературе 20 °С.

6.5.12 Мастики«Вектор» в процессе подготовки и нанесения являются пожароопасными и токсичнымиматериалами, что обусловлено свойствами растворителей (сольвент, ацетон),входящих в их состав. После отверждения покрытие не оказывает вредного влиянияна организм человека.

 

6.6Силикатноэмалевые защитные покрытия

 

6.6.1Силикатноэмалевые антикоррозионные покрытия отличаются наиболее высокимизащитными свойствами и, главным образом, высокой термостойкостью. Эти покрытиярекомендуются для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей прилюбых способах прокладки и видах тепловой изоляции, в любых грунтовых условиях,для любого вида теплоносителя (вода, пар) при температурах до 300 °С.

6.6.2Силикатноэмалевые защитные покрытия должны наноситься на трубы в заводскихусловиях на специальных эмалировочных установках.

Степеньподготовки поверхности стальных труб перед нанесением силикатноэмалевыхпокрытий - первая по ГОСТ 9.402 [34].

6.6.3Силикатноэмалевые защитные покрытия должны быть не менее, чем двухслойными,оптимальная толщина двухслойного покрытия должна быть 0,5-0,6 мм.

6.6.4Силикатноэмалевое защитное покрытие, нанесенное на наружную поверхность стальныхтруб, должно иметь стопроцентную сплошность, не иметь пузырей, пор, отколов,трещин и других дефектов, обнажающих первый слой эмали или металл.

6.6.5 Приработах с эмалированными трубами следует иметь в виду низкую, по сравнению сдругими защитными антикоррозионными покрытиями, ударную прочность силикатныхэмалей. Работы, связанные с транспортировкой, погрузкой, разгрузкойэмалированных труб и их монтажом на трассе, следует производить способами,исключающими повреждение покрытия (механизировано с использованием специальных приспособлений).

6.6.6 Трубы снаружным силикатноэмалевым защитным покрытием должны транспортироваться к местустроительства на специальных трубовозах, оборудованных крепежными устройствами.Ложементы трубовозов должны иметь резиновые или войлочные прокладки.

Для сохраненияцелостности наружной поверхности силикатноэмалевых покрытий от механическихповреждений при транспортировке и проведении строительно-монтажных работ трубыс силикатноэмалевым покрытием рекомендуется поставлять с нанесенной в заводскихусловиях тепловой изоляцией.

6.6.7 Припроведении сварочных работ при монтаже эмалированных труб соседние сзавариваемыми стыками участки эмалированных труб должны быть защищены экранами,исключающими попадание брызг металла на силикатоэмалевое покрытие.

6.6.8 Участкисварных стыковых соединений трубопроводов, выполненных из эмалированных труб, атакже места с поврежденным покрытием и элементы трубопроводов тепловых сетей,должны эмалироваться на трассе с использованием специальных передвижныхэмалировочных установок. При отсутствии таких установок защита участков сварныхстыковых соединений и элементов трубопроводов с теплоносителем - вода стемпературой до 150 °С должна производиться органосиликатным покрытием ОС-51-03с отвердителем (естественной сушки) с соблюдением технологических указаний,приведенных в разделе 6.2 настоящей Типовой инструкции.

 

6.7Металлизационное алюминиевое защитное покрытие

 

6.7.1Металлизационное алюминиевое покрытие (с пропиткой) рекомендуется для защиты отнаружной коррозии трубопроводов и элементов трубопроводов водяных тепловыхсетей при подземных прокладках в непроходных каналах и тоннелях, при надземныхпрокладках, а также при прокладках по стенам снаружи зданий и в техническихподпольях при температуре теплоносителя до 150 °С. Покрытие может применятьсясо всеми видами тепловой изоляции в подземных канальных прокладкахтеплоизоляционными конструкциями бесканальных прокладок при условии, еслиматериалы, входящие в тепловую изоляцию, имеют рН не ниже 4,5 и не выше 9,5.

6.7.2 Металлизационноеалюминиевое защитное покрытие должно наноситься на трубы в заводских условияхгазотермическим методом с помощью газопламенных или электродуговыхметаллизационных аппаратов в два слоя, суммарная толщина которых должнасоставлять 0,25-0,3 мм.

6.7.3Подготовка наружной поверхности труб перед металлизацией должна производитьсядробеструйной или дробеметной обработкой. Степень очистки - первая по ГОСТ9.402 [34]. Оптимальная шероховатость поверхности должна находиться в пределах12,5¸25,0 мкм. Шероховатостьповерхности следует определять в соответствии с ГОСТ 2789 [68]. Перерыв междуокончанием подготовки поверхности и началом металлизации не должен превышать 6ч.

6.7.4 Поверхдвух слоев металлизационного алюминиевого покрытия для перекрытия пористостидолжен быть нанесен один слой пропиточного материала. В качестве пропиточногоматериала рекомендуется использовать органосиликатную краску ОС-51-03 сотвердителем, которая должна наноситься в один слой в соответствии с ТУ84-725-83 [29] и п.п. 6.2.6 - 6.2.9 настоящей Типовой инструкции. Допускаетсядля пропиточного слоя применять один из следующих лакокрасочных материалов:эпоксидную эмаль ЭП-969 (салатовую ТУ 6-10-1985-84 [30]), кремнийорганическуюкомпозицию КО-198М ТУ 6-02-821-74 [28], кремнийорганическую композицию КО-921ГОСТ 16508 [27].

6.7.5 Защитаучастков сварных соединений трубопроводов с металлизационным алюминиевымпокрытием, а также элементов трубопроводов тепловых сетей, в полевых условияхдолжна производиться ручными газопламенными или электродуговыми металлизаторамис соблюдение п. 6.7.3 настоящей Типовой инструкции.

Участок сварногошва шириной 30-40 мм должен быть подвергнут механической очистке с помощьюшлифовальной машины или механических щеток. Степень очистки -первая по ГОСТ9.402 [34]. Перерыв между окончанием очистки и началом металлизации в полевыхусловиях должен быть не более 3 ч в сухую погоду и не более 30 мин при работе всырую погоду. Участки сварных соединений и элементы трубопроводов тепловых сетей,изолируемые металлизационным алюминиевым покрытием в полевых условиях, должныбыть защищены от атмосферных осадков.

 

6.8Алюмокерамическое защитное покрытие

 

6.8.1Алюмокерамическое защитное покрытие рекомендуется для защиты от наружнойкоррозии трубопроводов (и элементов трубопроводов) водяных тепловых сетей приподземных прокладках в непроходных каналах и бесканальных прокладках, для всехвидов тепловой изоляции и при температурах теплоносителя до 150 °С.

Покрытие можетприменяться также для защиты от наружной коррозии паропроводов с температуройдо 300 °С.

6.8.2Алюмокерамическое защитное покрытие должно наноситься на трубы только взаводских условиях методом плазменного напыления. Покрытие наносится в одинслой, толщина которого должна быть не менее 0,2 мм.

6.8.3. Вкачестве исходного материала для покрытия используется механическая смесьпорошков алюминия ПА-4 (или ПА-3) ГОСТ 6058 [37] - 85% (по массе) и природногоматериала - ильменитового концентрата ТУ 48-4236-91 [38] (включающего TiO2, Fe2O3, и другие компоненты) - 15%. Порошковая смесь спомощью транспортирующего газа подается в высокоскоростную плазменную струюпродуктов сгорания природного газа с воздухом, где частицы порошка нагреваютсядо температуры плавления при скорости потока 300 м/с и выше.

6.8.4 Наружнаяповерхность труб перед нанесением покрытия должна быть очищена от продуктовкоррозии, окалины и обезжирена. Очистка производится пескоструйным илидробеструйным способом.

Перед очисткойнаружная поверхность труб должна быть подвергнута черновому отжигу притемпературе 300 °С для удаления льда, снега, воды и органических загрязнений ипредотвращения попадания загрязнений в дробь и в стальной песок придробеметной, дробеструйной и пескоструйной очистке.

Контролькачества абразивной очистки поверхности производится согласно ГОСТ 9.402 [34].Степень очистки - первая.

Продолжительностьпериода между окончанием подготовки поверхности и началом нанесения покрытия недолжна превышать 6 ч.

6.8.5 Защитаучастков сварных стыковых соединений трубопроводов с алюмокерамическим защитнымпокрытием, а также элементов трубопроводов тепловых сетей, в полевых условияхдолжна производиться либо металлизационным алюминиевым покрытием с применениемручных газопламенных или электродуговых металлизаторов и ручных плазмотронов споследующей пропиткой согласно п. 6.7.4 настоящей Типовой инструкции, либоорганосиликатной краской ОС-51-03 с отвердителем.

 

6.9Общие требования к нанесению защитных антикоррозионных покрытий на трубы иэлементы трубопроводов тепловых сетей. Контроль качества нанесения покрытий

 

6.9.1 Защитныеантикоррозионные покрытия должны, как правило, наноситься на стальныетрубопроводы тепловых сетей механизированным способом в стационарных условияхна трубозаготовительных заводах и производственных базах строительно-монтажныхорганизаций, покрытия могут также наноситься в полевых условияхмеханизированным и ручным способами. Защита в полевых условиях сварныхсоединений, арматуры, мелких элементов трубопроводов, исправление местповреждений покрытий выполняется, как правило, лакокрасочными покрытиями.

6.9.2 Принанесении защитных антикоррозионных покрытий должна быть обеспеченасоответствующая подготовка поверхности трубопроводов по ГОСТ 9.402 [34](таблица 2 раздела 6 настоящей Типовой инструкции).

6.9.3 Дляобеспечения заданных свойств защитных антикоррозионных покрытий долженпроизводиться контроль основных показателей их качества, подтверждаемый актомприемки (см. приложение Ж).

Контролькачества должен включать наружный осмотр, измерение толщины покрытия, проверкусплошности и адгезии. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены всоответствии с требованиями инструкции по ремонту (восстановлению) покрытия.

6.9.4 Качествозащитного антикоррозионного покрытия линейной части трубопровода должнопроверяться в полевых условиях до начала строительно-монтажных работ, а такжепосле гидравлического испытания трубопровода на прочность и плотность инанесения защитного покрытия на сварные стыковые соединения.

6.9.5 Принанесении защитных антикоррозионных покрытий в заводских условиях следуетсоблюдать требования к правилам приемки, методам контроля качества покрытий всоответствии с ТУ на трубы с данным видом покрытия.

6.9.6 Толщинапокрытия измеряется магнитными толщиномерами типа МИП-10 или МТ-41 НЦ, илидругими толщиномерами с классом точности не ниже +10 %.

6.9.7 Контрольсплошности покрытия должен производиться на каждой трубе и на элементахтрубопровода по всей поверхности с использованием приборов типа ИДС-1, Крона1Р-М, ЛКД-1 и др. (электроискровым или электроконтактным методами).

6.9.8Определение удельного объемного электрического сопротивления покрытияпроизводится методом мокрого контакта с применением электрода-бандажа,смоченного раствором электролита, на двух трубах от партии.

6.9.9Определение ударной прочности покрытия производится с применением прибора УТ-1на двух трубах от партии.

6.9.10Определение адгезии покрытия производится для каждой марки материала,применяемого для изготовления покрытия.

6.9.11 Принеудовлетворительных результатах приемочных испытаний хотя бы по одномупоказателю, производится повторное испытание по этому показателю на удвоенномколичестве труб или элементов трубопроводов. При неудовлетворительныхрезультатах повторных испытаний производится контроль каждой трубы,отбракованные трубы и детали отправляются на повторное нанесение покрытия.

6.9.12 Накаждую партию труб и элементов трубопроводов, на которую защитное покрытиенаносится в заводских или базовых условиях, изготовитель должен выдатьСертификат с результатами приемочных испытаний по показателям, указанным вдействующих Технических условиях на трубы с покрытием.

6.9.13Качество защитных антикоррозионных покрытий, наносимых в полевых условияхмеханизированным или ручным способами, проверяется в процессе нанесенияпокрытий, как на линейную часть трубопровода, так и на сварные соединения,включая качество подготовки поверхности и послойного формирования покрытия ссоставлением Актов скрытых работ и с занесением результатов контроля качества вЖурнал производства антикоррозионных работ (см. приложение Ж). Методы проверкикачества защитного покрытия и устранения обнаруженных дефектов приведены втаблице 3.

 


Таблица 3.Методы проверки в полевых условиях основных показателей качества защитныхпокрытий. Устранение обнаруженных дефектов

 

Вид покрытия

Показатели качества

Методы проверки

Допустимые отклонения

Возможные методы устранения обнаруженных дефектов

1. Лакокрасочные

Внешний вид

Визуальный осмотр

Не допускаются потеки, пузырьки, посторонние включения, механические повреждения в виде отслоений, трещин, вздутий

Удаление покрытий с дефектных участков механическим способом, подготовка поверхности к повторному окрашиванию, окрашивание

Толщина

Магнитными толщиномерами типа МИП-10, МТ-41 НЦ или другими толщиномерами с классом точности не ниже 10 % в соответствии с [39]

Допускается отклонение по толщине на локальных участках в пределах ± 20 %

На участки с недостаточной толщиной покрытия наносится дополнительный слой лакокрасочного материала. На участках с превышением толщины покрытия необходимо удалить покрытие, подготовить поверхность и нанести покрытие требуемой толщины

Сплошность

Электроискровой метод. Приборы типа ИДС-1, ДИ-74

-

При наличии дефектов любого вида производится их устранение путем окрашивания поверхностей

Адгезия

Метод решетчатых надрезов в соответствии с ГОСТ 15140 [41] (для лакокрасочных защитных покрытий)

В соответствии с требованиями инструкции по нанесению покрытия

Удаление покрытий с дефектных участков механическим способом, подготовка поверхности к повторному окрашиванию, окрашивание

2. Металлизационные алюминиевые и алюмокерамические

Внешний вид

Визуальный осмотр

Покрытие должно быть сплошным, однородного цвета, без включений крупных частиц металла, без трещин, отслоений (вздутий), следов местной коррозии. Допускаются отдельные включения частиц размером до 0,5 мм (не более одного на 50 см2) [65].

Ликвидация дефектов производится с применением органосиликатных и кремнийорганических лакокрасочных материалов (таблица 2) в соответствии с технологической инструкцией по изоляции стыковых соединений и ремонту (восстановлению) покрытия

Толщина

Магнитными толщиномерами типа МИП-10, МТ-41 НЦ или другими толщиномерами с классом точности не ниже 10 % в соответствии с [39]

Допускается отклонение от заданной толщины покрытий в пределах ± 20 %

При отклонении толщины покрытия от допустимых значений данная труба подлежит возврату на завод-изготовитель

3. Силикатноэмалевые

Внешний вид

Визуальный осмотр

Покрытие должно быть сплошным, не иметь пузырей, сквозных пор и других дефектов, обнажающих первый слой эмали или металл

Ликвидация дефектов производится с применением органосиликатных и кремнийорганических лакокрасочных материалов (таблица 2) в соответствии с технологической инструкцией по изоляции стыковых соединений и ремонту (восстановлению) покрытия

 

Толщина

Магнитными толщиномерами типа МИП-10, МТ-41 НЦ или другими толщиномерами с классом точности не ниже 10 % в соответствии с [39]

Допускается отклонение от заданной толщины покрытий в пределах ± 20 %

При отклонении толщины покрытия от допустимых значений данная труба подлежит возврату на завод-изготовитель

 

Сплошность

Электроискровой метод. Приборы типа ИДС-1, ДИ-74

Согласно требованиям [63]

При несоответствии требованиям ТУ данная труба подлежит возврату на завод-изготовитель. В отдельных случаях по согласованию с заводом-изготовителем возможно восстановление сплошности покрытия с применением лакокрасочных материалов

 


6.9.14 Приприемке в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, смонтированных из труб сзащитный антикоррозионным покрытием, должно быть проверено наличие икомплектность следующей документации на защитное покрытие и на производствоантикоррозионных работ:

- сертификатыили паспорта на применяемые материалы (компоненты покрытия, растворители,отвердители и т.п.);

- обоснованиевозможности применения данного защитного покрытия для трубопроводов тепловыхсетей (ссылки на СНиП, РД или Заключение специализированной организации овозможности применения данного защитного покрытия);

- на трубы сзащитным антикоррозионным покрытием заводского нанесения кроме сертификата,подтверждающего соответствие качества покрытия требованиям ТУ (выходнойконтроль), должен иметься документ о входном контроле качества покрытия натрассе, оформленный приемщиком;

- подтверждениеподрядчика о возможности выполнять работы по антикоррозионной защитетрубопроводов тепловых сетей (лицензия, протокол обучения персонала);

- проектпроизводства работ (ППР);

- технологическиеинструкции по нанесению покрытия (включая инструкции по защите сварных стыковыхсоединений, ремонту (восстановлению) мест повреждения покрытия);

- журналпроизводства антикоррозионных работ (см. приложение Ж).

6.9.15 Накаждую партию труб с защитным покрытием, отправляемую на объект строительства,а также на трубопроводы с нанесенным в полевых условиях покрытием, должен бытьоформлен Паспорт, в котором указываются вид покрытия, его толщина, сплошность,адгезия с поверхностью труб.

 

7. Техническиерешения по ЭХЗ вновь сооружаемых, реконструируемых и действующих тепловых сетейметодом катодной поляризации. Контроль эффективности ЭХЗ

 

7.1.Требования к ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки

 

7.1.1 Катоднаяполяризация трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки обязательна:

- припрокладке в грунтах высокой коррозионной агрессивности (защита от почвеннойкоррозии);

- при наличииопасного влияния постоянных блуждающих токов и переменных токов (для вновьсооружаемых трубопроводов - при наличии постоянных блуждающих токов в земле).

Примечания.

1. Натрубопроводах тепловых сетей бесканальной прокладки с пенополиуретановойтепловой изоляцией и трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена (конструкция«труба в трубе») и аналогичной теплоизоляционной конструкцией на стыках труб,отводах и углах поворотов, имеющих систему действующего ОДК состояния изоляциитрубопроводов, ЭХЗ не применяется.

2. Натрубопроводах тепловых сетей бесканальной и канальной прокладки с защитнымметаллизационным алюминиевым и алюмокерамическим покрытиями средства ЭХЗнеобходимо применять лишь при опасном действии блуждающих токов. На участкахпрокладки трубопроводов с указанными защитными покрытиями, проложенных вфутлярах, средства ЭХЗ не применяются.

3. В зонахстыковых соединений трубопроводов с указанными в п.2 примечания покрытиями струбопроводами, оборудованными средствами ЭХЗ, на последних должныподдерживаться лишь минимальные значения защитных потенциалов (п.п. 7.1.2,7.1.5, 7.2.2, 7.2.4, 7.2.5).

7.1.2 Призащите от почвенной коррозии катодная поляризации трубопроводов тепловых сетейбесканальной прокладки должна осуществляться таким образом, чтобы значениеразности потенциалов между трубопроводом и МЭС находились в пределах от минус1,1 до минус 2,5 В.

При отсутствииантикоррозионного покрытия на наружной поверхности трубопроводов значенияразности потенциалов между трубопроводами и МЭС могут находиться в пределах отминус 1,1 до минус 3,5 В.

7.1.3 Призащите трубопроводов от коррозии под воздействием постоянных блуждающих токовкатодная поляризация должна осуществляться таким образом, чтобы обеспечивалось отсутствиена трубопроводах анодных и знакопеременных зон.

Примечание.Допускается суммарная продолжительность положительных смещений потенциалаотносительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на суткине более 4 мин в сутки.

7.1.4 Призащите трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки в грунтах высокойкоррозионной агрессивности и одновременном опасном влиянии постоянныхблуждающих токов значения разности потенциалов должны находиться в пределах,указанных в п. 7.1.2 настоящей Типовой инструкции. При этом мгновенные значенияпотенциалов по абсолютной величине должны быть не менее значения стационарногопотенциала, а при отсутствии возможности его определения не менее минус 0,7 В.

7.1.5 Защитатрубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии, вызываемой переменным током,осуществляется в опасных зонах независимо от коррозионной агрессивности грунтаметодом катодной поляризации. Катодная поляризация должна осуществляться такимобразом, чтобы значения разности потенциалов между трубопроводом и МЭСнаходились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В.

При отсутствииантикоррозионного покрытия на наружной поверхности трубопроводов значенияразности потенциалов между трубопроводами и МЭС могут находиться в пределах отминус 1,1 до минус 3,5 В.

 

7.2.Требования к ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки

 

7.2.1 Катоднаяполяризация реконструируемых действующих трубопроводов тепловых сетей канальнойпрокладки обязательна при наличии воды в канале или заносе канала грунтом,когда вода или грунт достигают теплоизоляционной конструкции или поверхноститрубопровода (для вновь сооружаемых трубопроводов - при наличии зонпредполагаемого затопления канала).

7.2.2 Катоднаяполяризация трубопроводов в отсутствие опасного влияния блуждающих токов прирасположении анодных заземлителей (АЗ) за пределами канала должнаосуществляться таким образом, чтобы значения разности потенциалов междутрубопроводами и МЭС находились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В (см.примечание 2 к п. 7.1.1 настоящей Типовой инструкции).

При отсутствииантикоррозионного покрытия на наружной поверхности трубопроводов значенияразности потенциалов между трубопроводами и МЭС могут находиться в пределах отминус 1,1 до минус 3,5 В.

7.2.3 Приодновременном опасном влиянии блуждающих постоянных токов и переменных токовсредние значения разности потенциалов должны соответствовать указанным вп.7.2.2 настоящей Типовой инструкции значениям. При этом мгновенные(абсолютные) значения потенциалов должны быть не менее значения стационарногопотенциала, а при отсутствии возможности его определения не менее минус 0,7 В.

7.2.4 Катоднаяполяризация трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки (независимо отналичия или отсутствия опасного влияния блуждающих токов) при расположении АЗ вканале должна осуществляться таким образом, чтобы потенциал трубы, измеренныйотносительно установленного у поверхности трубопровода вспомогательного(стального) электрода (ВЭ), был на 0,3¸0,8В отрицательнее, чем потенциал трубы относительно этого электрода, измеренныйпри отсутствии катодной поляризации трубы.

7.2.5 Приотсутствии влияния блуждающих токов катодная поляризация трубопроводов (научастках длиной до 50¸60 м) можетосуществляться с помощью протекторов, устанавливаемых на дне или стенках каналов.Смещение разности потенциалов между трубопроводом и установленным наповерхности трубопровода или теплоизоляционной конструкции измерительнымэлектродом в сторону отрицательных значений должна быть не менее 0,2 В.

7.2.6 Схемавспомогательного электрода (ВЭ) и схема его расположения на поверхностиизоляционной конструкции теплопровода приведены на рис. 6 и 7.

Расстояниямежду ВЭ, которые устанавливаются в одном сечении на подающем и обратномтрубопроводах, должны быть не более 50 м.

7.2.7 Катоднаяполяризация подземных трубопроводов тепловых сетей осуществляется с помощьюустановок катодной и электродренажной защиты, а также гальванических анодов(протекторов).

Установкикатодной защиты (станции катодной защиты - СКЗ) применяются при всех критерияхопасности коррозии на трубопроводах тепловой сети, а в случаях опасноговоздействия постоянных блуждающих токов, когда смещение потенциаловтрубопроводов могут быть скомпенсированы токами установок катодной защиты (см.п.п. 7.1.3, 7.1.4, 7.2.3).

Катодная поляризациятрубопроводов тепловых сетей при увлажнении теплоизоляционной конструкциикапельной влагой, достигающей поверхности труб, а также трубопроводов научастках прокладки в стальных футлярах (при канальной и бесканальнойпрокладках), может осуществляться с помощью протекторов стержневого типа.

Электродренажнаязащита (с помощью поляризованных или усиленных электродренажей) применяется призащите от опасного воздействия на трубопроводы тепловых сетей постоянныхблуждающих токов.

7.2.8 Катоднаяполяризация подземных тепловых сетей должна осуществляться так, чтобы исключитьвредное влияние ее на смежные подземные металлические сооружения.

 

Схемавспомогательного электрода (ВЭ) для контроля эффективности действия ЭХЗтрубопроводов тепловых сетей при затоплении или заиливании канала

 

 

1- пластина вспомогательного электрода из нержавеющей стали Х18Н9Т или Х18Н10Т;

2- диэлектрическая прокладка (фторопласт); 3 - ножка из фторопласта; 4 - прорезив ножках; 5 - изоляция пункта присоединения контрольного проводника 7 к ВЭ; 6 -отверстие в ножке для крепления ВЭ к трубопроводу.

Рис.6


Схемарасположения вспомогательного электрода (ВЭ) на поверхности подающего иобратного теплопроводов (ПТ и ОТ) с теплоизоляцией (а)) и без теплоизоляции(б))

 

 

1- вспомогательный электрод (ВЭ); 2 - трубопровод; 3 - теплоизоляция; 4 -крепежный провод ВЭ; 5 - клеммник КИПа для присоединения контрольныхпроводников 6 от ПТ и ОТ.

Рис.7

 

Примечание.Вредным влиянием катодной поляризации защищаемых трубопроводов тепловых сетейна смежные подземные металлические сооружения считаются:

- уменьшениепо абсолютной величине потенциала по отношению к минимальному или увеличение поабсолютной величине потенциала по отношению к максимальному защитномупотенциалу на соседних подземных металлических сооружениях, защищенных катоднойполяризацией;

- появлениеопасности коррозии на соседних подземных металлических сооружениях, ранее нетребовавших защиты от нее;

- смещениепотенциала в любую сторону от стационарного значения на кабелях связи в металлическойоболочке, не защищенных катодной поляризацией.

В случае,когда при осуществлении ЭХЗ возникает вредное влияние на смежные сооружения,необходимо применить меры по устранению вредного влияния или осуществитьсовместную защиту этих сооружений.

 

7.3.Проектирование электрохимической защиты. Общие положения

 

7.3.1Основанием для проектирования ЭХЗ вновь сооружаемых, реконструируемых идействующих трубопроводов бесканальной прокладки являются требования,изложенные в п. 7.1. настоящей Типовой инструкции.

7.3.2Основанием для проектирования ЭХЗ вновь сооружаемых, реконструируемых идействующих трубопроводов канальной прокладки являются требования, изложенные вп. 7.2 . настоящей Типовой инструкции.

7.3.3 Данные оналичии коррозионной опасности могут быть получены в результате изысканий ПЗКОЭТС, организации-разработчика проекта подземных теплопроводов, либоспециализированной организации, привлекаемой на субподрядных началах.Проектирование ЭХЗ должно осуществляться на основе технического задания, выдаваемогоспециализированными предприятиями по защите от коррозии или ОЭТС (см. п. 1.1.4настоящей Типовой инструкции).

7.3.4 Объемизмерительных работ, выполняемых при определении коррозионной агрессивностигрунта, наличия блуждающих постоянных токов и переменных токов и зон ихопасного влияния определен в разделе 4 настоящей Типовой инструкции.

7.3.5 Приразработке проекта согласовывают:

- подключениеустановок ЭХЗ к сетям переменного тока с организациями, эксплуатирующими этисети;

- размещениеустановок и элементов системы ЭХЗ (анодных заземлителей иконтрольно-измерительных пунктов, располагаемых за пределами тепловых каналов,воздушных и кабельных линий) - с держателями геофонда, землепользования иорганизациями, эксплуатирующими смежные подземные сооружения;

- выполнениеработ с выходом на проезжую часть в крупных городах - с местными управлениямидорожного хозяйства и ГИБДД.

7.3.6Исходными данными при проектировании ЭХЗ для вновь сооружаемых теплопроводовявляется ситуационный план в масштабе 1:500 или 1:2000 вновь сооружаемыхтеплопроводов и существующих подземных сооружений, а для действующих сооружений- их ситуационный план с выделением теплопроводов и тех сооружений, для которыхпроектируется ЭХЗ.

Во всехслучаях на плане должны быть указаны: диаметры сооружений; рельсовые сетиэлектрифицированного транспорта; действующие установки ЭХЗ; точки подключения крельсовым путям отсасывающих кабелей и существующих дренажных установок.

7.3.7 Всоответствии со СНиП 11-01 [61] в состав проектной документации по ЭХЗ входят:

1. ситуационныйплан по п.7.3.6 настоящей Типовой инструкции;

2. рабочиечертежи с согласованиями по п. 7.3.5 настоящей Типовой инструкции, включаярабочий план в масштабе 1:500;

3. заключениеспециализированной организации о гидрогеологических условиях для проектированияглубинных анодных заземлителей (AЗ), включающее при необходимости геофизическийразрез местности (при размещении AЗ за пределами теплового канала);

4. проектэлектроснабжения;

5. проекторганизации движения (при выходе на проезжую часть);

6. проекторганизации строительства;

7. спецификацияоборудования;

8. паспортпроекта;

9. сметнаядокументация;

10.пояснительная записка, которая содержит:

- основаниедля разработки проекта;

- характеристикузащищаемых подземных сооружений;

- сведения обисточниках блуждающих токов;

- оценкукоррозионных условий;

- технико-экономическоеобоснование выбора установок ЭХЗ (при отсутствии соответствующих указаний втехническом задании);

- количество ипараметры установок ЭХЗ (сводная таблица);

- сведения опроведенных согласованиях и соответствии проекта требованиям нормативныхдокументов;

- сведения осоответствии проекта рекомендациям по охране природы (при размещении AЗ запределами теплофикационного канала).

7.3.8 ПроектомЭХЗ должна быть предусмотрена установка стационарных контрольно-измерительныхпунктов (КИПов) с интервалом не более 200 м для теплопроводов бесканальнойпрокладки и не более 50 м для теплопроводов канальной прокладки.

КИПы должныбыть установлены:

- в пунктахподключения кабеля к трубопроводам от станций катодной защиты (СКЗ);

- в концахзаданных зон защиты;

- в местахмаксимального сближения с анодным заземлителем, устанавливаемым за пределамиканала.

Рекомендуетсятакже установка КИПов:

- в местахпересечения трубопроводов с рельсами электрифицированного транспорта;

- в местахпересечения трубопроводов со смежными подземными сооружениями, не включенными всистему совместной защиты.

7.3.9Сборочный чертеж КИПа приведен в Альбоме 2 МГНП 01-99 «Узлы и деталиэлектрозащиты инженерных сетей от коррозии» (АО институт «Мосгазниипроект», М.1999, стр. 67, 79, 81, 83, 85).

7.3.10 Дляпрямой оценки опасности коррозии, а при наличии средств ЭХЗ для оценкиэффективности ее действия, рекомендуется предусматривать установку индикаторовскорости коррозии типа БПИ-1 или БПИ-2 (приложение К):

1) типа БПИ-1- на трубопроводах канальной прокладки с ЭХЗ в пунктах установкивспомогательных электродов (ВЭ), а также в тепловых камерах независимо отналичия или отсутствия средств ЭХЗ (в обоих случаях при наличии доступа кБПИ-1);

2) типа БПИ-2- независимо от наличия или отсутствия ЭХЗ - на участках прокладкитрубопроводов в футлярах (кроме трубопроводов в ППУ-изоляции с действующейсистемой ОДК) на поверхности трубопровода внутри футляра на расстоянии 0,2¸0,3 м от места входа или выхода изфутляра.

7.3.11 С цельюограничения натекания на трубопроводы тепловых сетей блуждающих постоянныхтоков в проекте должна быть предусмотрена установка электроизолирующихфланцевых соединений (ЭИС) на надземном участке ввода подающего и обратноготрубопроводов на объекты, являющиеся источником блуждающих токов (депо,ремонтные базы и др.). ЭИС, кроме диэлектрической прокладки между фланцами,должно иметь на внутренней поверхности участков труб, примыкающих к фланцевому соединению,диэлектрическое термостойкое водонепроницаемое покрытие, длина которого накаждом участке труб должна быть не менее величины диаметра труб (рис. 8).

 

Электроизолирующеефланцевое соединение на трубопроводах тепловых сетей

 

 

1- труба; 2 - диэлектрическое антикоррозионное покрытие; 3 - фланец; 4 -изолирующая прокладка; 5 - изолирующая шайба; 6 - изолирующая втулка.

Рис.8

 

При наличиипостоянных блуждающих токов по трассам вновь сооружаемых и реконструируемыхтепловых сетей следует применять диэлектрические подвижные и неподвижные опорыв соответствии с рекомендациями [62] и КИП (см. п.7.3.8).

 

7.4.Выбор способа ЭХЗ

 

7.4.1 Катоднуюзащиту трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки с помощью СКЗприменяют при опасности почвенной коррозии и коррозии блуждающими постояннымитоками и переменными токами, если включением электродренажей не обеспечиваетсязащита трубопроводов.

Защитуполяризованными или усиленными дренажами применяют при наличии опасноговоздействия только блуждающих постоянных токов на участках сближения защищаемыхтрубопроводов (бесканальной прокладки) с рельсовой сетью электрифицированных напостоянном токе железных дорог или трамвая при устойчивых отрицательныхпотенциалах рельсов (или знакопеременных потенциалах рельсов трамвая).

7.4.2 Катоднуюзащиту с помощью СКЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки применяютпри уровне затопления канала, достигающем нижней образующей трубопроводов, атакже при опасном воздействии в указанных условиях блуждающих постоянных токови переменных токов.

7.4.3Гальваническая защита с помощью протекторов может применяться на участкахтрубопроводов канальной прокладки длиной до 50-60 м при установке протекторовнепосредственно в каналах, а также на участках трубопроводов, проложенных вфутлярах, с установкой протекторов на поверхности трубопроводов илитеплоизоляционной конструкции.

7.4.4 Стальныефутляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными итрамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание) должныбыть, как правило, защищены средствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом -защитными антикоррозионными покрытиями и ЭХЗ.

В качествефутляров рекомендуется использовать трубы с внутренним покрытием (например,покрытия силикатноэмалевое, эпоксидное или полиуретановое «Вектор»).

 

7.5.Основные требования к преобразователям для катодной защиты и электродренажам

 

1.Неавтоматические преобразователи для катодной и дренажной защиты должны иметьручное плавное или ступенчатое регулирование выходных параметров по напряжениюи току в пределах от 10 до 100 % номинальных значений.

2.Автоматические преобразователи для катодной и дренажной защиты должныобеспечивать стабильные потенциалы трубопроводов или тока защиты спогрешностью, не превышающей 2,5 % от заданного значения.

3. Коэффициентполезного действия преобразователей и усиленных электродренажей в номинальномрежиме должен быть не менее 75 %.

4. Коэффициентмощности преобразователей и усиленных электродренажей в номинальном режимедолжен быть не менее 0,7.

5. Уровеньшума, создаваемый средствами катодной и электродренажной защиты, применяемых вгородах и населенных пунктах, на всех частотах не должен превышать 60 дБ.

6. Техническийресурс преобразователей, усиленных и поляризованных электродренажей должен бытьне менее 50 000 ч.

7. Все новыесредства ЭХЗ (преобразователи, усиленные и поляризованные дренажи) должны бытьподвергнуты эксплуатационным испытаниям продолжительностью не менее одного годана соответствие вышеприведенным требованиям независимой экспертной комиссией попрограммам, согласованным с потребителем.

8. Коэффициентпульсации выходного напряжения преобразователей и усиленных дренажейопределяется требованиями потребителя (не более 3 % во всем диапазоне изменениянагрузки).

 

7.6.Анодные заземлители (AЗ) для катодной защиты трубопроводов тепловых сетейбесканальной и канальной прокладок

 

7.6.1 Вкачестве AЗ установок катодной защиты трубопроводов тепловых сетей бесканальнойи канальной прокладок (при расположении АЗ за пределами канала) применяютсосредоточенные железокремнистые, углеграфитовые, стальные оксидножелезо-титановые и чугунные электроды, помещенные в большинстве случаев вкоксовую засыпку. При расположении AЗ непосредственно в каналах могутприменяться те же электроды и, кроме того, электроды кабельного типа изтокопроводящих эластомеров (без коксовой обсыпки).

7.6.2Технико-экономический расчет AЗ заключается в определении оптимальныхконструктивных параметров и числа электродов анодных заземлителей,обеспечивающих минимальные суммарные затраты и эффективность ЭХЗ (приведенные кодному году эксплуатации).

7.6.3Сосредоточенные AЗ при ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладкиследует размещать на максимально возможном удалении от защищаемых трубопроводови в грунтах с минимальным удельным электросопротивлением ниже уровня ихпромерзания. При ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладкисосредоточенные AЗ, располагаемые за пределами канала, устанавливают в зонахзатопления или заиливания каналов на расстоянии 20-30 м.

 

7.7.Гальваническая (протекториая) защита трубопроводов тепловых сетей канальнойпрокладки

 

7.7.1 Длягальванической защиты трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки (спомощью протекторов) рекомендуется применять протекторы из магниевых сплавов,располагаемые в каналах, тепловых камерах или непосредственно на поверхноститрубопроводов или теплоизоляционных конструкций.

При прокладкетеплопроводов в футлярах следует применять протекторы стержневого типа,устанавливаемые на поверхности трубопроводов при их прокладке, или наповерхности теплоизоляционной конструкции действующих тепловых сетей. Примерныерасчетные схемы размещения и количество магниевых протекторов стержневого типа(например, типа ПМ-2,7) в сечении трубопровода на его поверхности с защитнымдиэлектрическим покрытием, без покрытия, а также при расположении протекторовна поверхности теплоизоляционной конструкции, приведены на рис. Л.1 приложенияЛ.

 

7.8.Проектирование ЭХЗ вновь сооружаемых и реконструируемых трубопроводов тепловыхсетей бесканальной и канальной прокладок

 

7.8.1Проектирование ЭХЗ вновь сооружаемых трубопроводов тепловых сетей бесканальнойпрокладки должно осуществляться одновременно с проектированием трубопроводов.

Объемизмерительных работ, выполняемых при определении коррозионной агрессивностигрунта, наличия блуждающих постоянных и переменных токов и зон их опасноговлияния, определяется в соответствии с условиями, изложенными в разделе 4настоящей Типовой инструкции.

7.8.2Параметры системы ЭХЗ определяются расчетным путем. При проведении расчетовдолжны быть определены количество, параметры и места расположения СКЗ,электродренажных установок и анодных заземлителей.

7.8.3 РасчетЭХЗ может производиться по ведомственным методикам, основанным настатистическом материале (например, о защитных плотностях тока на единицуповерхности трубопровода), собранном эксплуатационными и проектнымиорганизациями.

7.8.4 РасчетЭХЗ при совместной защите сооружений различного назначения может производитьсяв соответствии с рекомендациями, изложенными в приложении М.

Методикаоснована на вычислении средней плотности защитного тока для всех сооружений наданной территории с учетом площади поверхности сооружений каждого типа, площадитерритории, среднего удельного сопротивления грунта. При использовании даннойметодики ток защитных установок и радиус их действия вычисляют посоответствующим формулам.

7.8.5Исходными данными для выбора АЗ является значение тока катодной защиты исреднее значение УЭС грунта на площадке, где предполагается разместить АЗ.Выбор оптимальных параметров АЗ может производиться в соответствии с методикой,изложенной в приложении 13 [58].

7.8.6 Длявновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей канальной и бесканальнойпрокладок в зоне влияния блуждающих токов должно предусматриваться применениедиэлектрических подвижных и неподвижных опор, а также КИП, схемы которыхприведены в Альбоме 2 МГНП 01-99 «Узлы и детали электрозащиты инженерных сетейот коррозии» (АО институт «Мосгазниипроект», М. 1999).

7.8.7 Для вновьсооружаемых и реконструируемых магистральных тепловых сетей канальной прокладкирешение о необходимости ЭХЗ принимается проектной организацией или ОЭТС наосновании опыта эксплуатации тепловых сетей до капитального ремонта ипрогнозирования возможности их сезонного или постоянного затопления или заносагрунтом на определенных участках.

ПроектированиеЭХЗ с расположением АЗ в каналах производится расчетным методом, изложенным вп.п. 7.9.29 - 7.9.39 настоящей Типовой инструкции.

7.8.8 Длявновь сооружаемых и реконструируемых распределительных тепловых сетей канальнойпрокладки решение о необходимости их ЭХЗ целесообразно принимать ОЭТС впроцессе эксплуатации тепловых сетей на основе данных о состоянии каналов.

Определениепараметров ЭХЗ производится на основе результатов опытного включения катоднойили дренажной защиты (см. п.п. 7.9.2 - 7.9.28 настоящей Типовой инструкции).

7.8.9Электрохимическая защита наружной поверхности трубопроводов тепловых сетей научастках их прокладки в футлярах, а также при увлажнении теплоизоляционнойконструкции капельной влагой, осуществляется с помощью протекторов стержневоготипа, устанавливаемых непосредственно на поверхности трубопроводов в тепловойизоляции или на поверхности теплоизоляционной конструкции. Примерные расчетныесхемы размещения и количества магниевых протекторов стержневого типа например,типа ПМ-2,7, в сечении трубопровода (на поверхности трубопровода с защитнымдиэлектрическим покрытием и без него, на поверхности теплоизоляционнойконструкции трубопровода без защитного покрытия) приведены в приложении Л.

7.8.10 В целяхограничения натекания блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей на вводахих в трамвайные и железнодорожные депо, тяговые подстанции, ремонтные базы ит.п. на трубопроводах тепловых сетей следует предусматривать установкуэлектроизолирующих фланцевых соединений.

 

7.9.Проектирование ЭХЗ действующих трубопроводов тепловых сетей бесканальной иканальной прокладок

 

7.9.1. Решениео необходимости ЭХЗ действующих подземных тепловых сетей должно приниматьсяОЭТС на основании результатов их обследования, выявивших опасность наружнойкоррозии по критериям, указанным в разделе 3 настоящей Типовой инструкции. Наосновании принятого решения проектной организации выдается техническое заданиена проектирование ЭХЗ тепловых сетей на заданном участке с указанием координатзащитной зоны.

Примечания.

1. ЭХЗтепловых сетей, длительное время эксплуатировавшихся в коррозионно-опасныхусловиях и имеющих коррозионные повреждения, осуществляется после оценки их техническогосостояния в соответствии с [8] и [9]. На основании результатов оценкитехнического состояния трубопроводов и рекомендаций по применению средств ЭХЗ(приложение И) принимаются решения о целесообразности их устройства.

2. При наличиина поверхности тепловой изоляции трубопроводов тепловых сетей канальнойпрокладки покровного слоя [73] в виде металлического кожуха, фольги, пленок наоснове синтетических и природных полимеров эффективность ЭХЗ может быть необеспечена. С целью обеспечения эффективности ЭХЗ рекомендуется перфорацияпокровного слоя: при ЭХЗ с помощью преобразователей катодной защиты и усиленныхэлектродренажей - одно отверстие диаметром 10-12 мм на 4 дм2покровного слоя; при ЭХЗ с помощью протекторов - одно отверстие диаметром 10-12мм на 1 дм2 покровного слоя (в обоих случаях до уровня затоплениятрубопровода). Перфорация должна производиться при согласовании с ОЭТС.

7.9.2.Определение параметров ЭХЗ действующих тепловых сетей производится на основерезультатов опытного включения установок катодной и электродренажной защиты.Для проведения опытного опробования установок катодной защиты необходимооформить ордер на устройство временного АЗ с предварительным согласованием совсеми заинтересованными организациями.

Возможенрасчетный метод определения параметров ЭХЗ в случаях применения катодной защитытепловых сетей канальной прокладки диаметром от 300 мм и более при наличиивозможности расположения анодных заземлителей непосредственно в канале (см.п.п. 7.9.29-7.9.39 настоящей Типовой инструкции).

7.9.3 Наоснове результатов опытного включения определяют тип ЭХЗ (электродренажная,катодная) и основные ее параметры, пункты присоединения дренажных кабелей ктрубопроводам тепловых сетей и источникам блуждающих токов или места установкианодных заземлителей: зону действия защиты; характер влияния защиты на смежныесооружения; необходимость и возможность осуществления совместной защиты.

7.9.4 Принебольшом удалении тепловых сетей от источника блуждающих токов, для защиты откоррозии, вызываемой блуждающими токами, следует применять электродренажнуюзащиту (поляризованные или усиленные электродренажи). Усиленные дренажиприменяются в тех случаях, когда применение поляризованных дренажейнеэффективно.

7.9.5 Объемизмерений, выполняемых при опытном включении, определяется организацией,проектирующей защиту. Порядок проведения измерений излагается в программе,составленной перед началом работ, в которой указывается: режим работы защитыпри опытном включении, пункты измерения на трубопроводах и смежных сооруженияхи продолжительность измерений в каждом пункте.

Измеренияпотенциалов смежных сооружений в период опытного включения установок ЭХЗ, какправило, выполняются организациями, эксплуатирующими эти сооружения. Указанныеработы также могут выполняться организацией, проектирующей защиту, вприсутствии представителей эксплуатационных организаций, в ведении которыхнаходятся смежные сооружения.

7.9.6 Опытноевключение установок ЭХЗ может производиться с помощью специальных передвижныхлабораторий по защите подземных сооружений от коррозии. При отсутствиипередвижных лабораторий могут быть использованы выпускаемые стандартныеустановки ЭХЗ.

7.9.7 Призащите от блуждающих токов с помощью электродренажей пункт подключения кабеля ктрубопроводам выбирается на участке, где средние значения положительныхпотенциалов по отношению к земле максимальны.

Кроме того,пункт подключения дренажного кабеля к трубопроводу выбирается с учетомнаименьшего расстояния от пункта присоединения к источнику блуждающих токов(рельсам, дроссель-трансформаторам, отсасывающим пунктам) и возможности доступак трубопроводу без его вскрытия (в тепловых камерах, смотровых колодцах ит.п.).

Привозможности выбора нескольких мест присоединения предпочтение отдается участкамсетей с возможно большими диаметрами при прочих равных условиях.

7.9.8Дренажный кабель присоединяется к рельсам трамвая или к отсасывающим пунктам.Не допускается непосредственное присоединение установок дренажной защиты котрицательным шинам тяговых подстанций трамвая, а также к сборке отрицательныхлиний этих подстанций. Не допускается присоединять усиленный дренаж в анодныхзонах рельсовой сети, а также к рельсам путей депо.

7.9.9 Привлиянии на тепловые сети нескольких источников блуждающих токов(электрифицированная железная дорога, трамвай, метрополитен и др.) необходимовыявить источник преимущественного влияния, на который следует осуществлятьдренирование блуждающих токов.

7.9.10 Приопытном включении в качестве дренажного кабеля могут быть использованышланговые кабели сечением 16-120 мм2.

Приприсоединении дренажного кабеля к трубопроводам и элементам отсасывающей сетиэлектротранспорта для исключения искрообразования должен быть обеспеченнадежный электрический контакт.

Подключение крельсам трамвая и железных дорог может выполняться при помощи специальнойструбцины, обжимающей подошву рельса или болтовых соединений. При сварныхстыках используются отверстия, имеющиеся в шейках рельсов.

Подключениедренажного кабеля к отсасывающему пункту, сборке отсасывающих кабелей и среднейточке путевого дросселя выполняется с использованием существующего болтовогосоединения с применением дополнительной гайки.

7.9.11 Наопытное включение дренажной установки должно быть получено разрешениеорганизации, в чьем ведении находится данный вид транспорта. Представительведомства при опытном включении присоединяет дренажный кабель к сооружениямисточников блуждающих токов.

7.9.12Подключение усиленного дренажа к рельсовым путям электрифицированных напостоянном токе железных дорог не должно приводить в часы интенсивного движенияпоездов к тому, чтобы в отсасывающем пункте появлялись устойчивые положительныепотенциалы.

Среднечасовойток всех установок дренажной защиты, подключенных к рельсовому пути или сборкеотрицательных питающих линий тяговой подстанции магистральных участковэлектрифицированных дорог постоянного тока, не должен превышать 25% общейнагрузки данной тяговой подстанции.

7.9.13Поляризованные и усиленные дренажи, подключаемые к рельсовым путямэлектрифицированных железных дорог с автоблокировкой, не должны нарушатьнормальную работу рельсовых цепей системы централизованной блокировки во всехрежимах.

Места иусловия подключения поляризованных и усиленных дренажей согласовываются ссоответствующими службами МПС.

7.9.14 Продолжительностьработы опытной дренажной защиты зависит от местных условий и может составлятьот нескольких десятков минут до нескольких часов. При этом, как правило, долженбыть охвачен период максимальных нагрузок электротранспорта.

7.9.15Измерение силы тока дренажа, потенциалов на защищаемых трубопроводах тепловойсети, смежных подземных сооружениях и рельсах электротранспорта производится всоответствии с намеченными программой режимами работ защиты.

7.9.16 Если врезультате измерений установлено, что зона эффективного действия поляризованнойдренажной установки не распространяется на весь район выявленной опасности,пункт дренирования перемещают или одновременно включают несколько дренажныхустановок в различных пунктах.

Принедостаточной эффективности принятых мер производят опытное включение усиленныхдренажных установок или комплекс дренажных установок с катодной станцией.

В последнемслучае опытное включение катодной станции производят после окончательноговыбора параметров дренажных установок.

7.9.17 Припроведении испытаний ЭХЗ должны быть приняты меры по исключению вредноговлияния на смежные сооружения.

7.9.18 Приопытном включении катодной защиты для установки АЗ, как правило, выбираютсяучастки, на которых впоследствии предполагается разместить и стационарныезаземления.

7.9.19Временный АЗ представляет собой ряд металлических электродов, помещенныхвертикально в грунт на расстоянии 2-3 м друг от друга в один или два ряда. Вкачестве электродов применяются винтовые (шнековые) электроды или некондиционныетрубы диаметром 25-50 мм и длиной 1,5-2 м, которые забиваются в землю наглубину 1-1,5 м.

7.9.20 При ЭХЗтепловых сетей бесканальной прокладки АЗ следует относить от трубопроводовтепловой сети на максимально возможное в городских условиях расстояние. Вотдельных случаях, при отсутствии достаточной площади для размещения АЗ,применяются распределенные заземлители, состоящие из двух и более группэлектродов, расположенных на отдельных участках. Группы электродов соединяютсякабелем между собой либо индивидуально подключаются к катодной станции.

Для повышенияэффективности действия катодной защиты целесообразно выбирать участки, накоторых между защищаемыми тепловыми сетями и АЗ отсутствуют прокладки другихподземных металлических сооружений.

По возможностиАЗ следует размещать на участках с минимальным удельным электрическимсопротивлением грунта (газоны, скверы, пойменные участки рек, прудов и т.п.).

7.9.21 При ЭХЗтепловых сетей канальной прокладки АЗ следует располагать в зонах затопления(заноса грунтом) канала на расстоянии 20-30 м от трубопроводов. Группы электродовсоединяются между собой или индивидуально подключаются к установке катоднойзащиты.

7.9.22Электрические измерения по определению эффективности действия катодной защиты ихарактера ее влияния на смежные подземные сооружения аналогичны измерениям приопытном включении электродренажей.

7.9.23 Какправило, при опытном включении ЭХЗ определяется основной ее параметр - среднеезначение силы тока в цепи электрозащиты.

Остальныепараметры защиты (сопротивление дренажного кабеля, сопротивление растеканию АЗ,напряжение на зажимах катодной станции или вольтодобавочного устройстваусиленного электродренажа) либо рассчитываются, либо выбираются с учетомтехнико-экономических показателей различных вариантов соотношения параметров.

7.9.24Значение сопротивление кабеля Rдк(Ом) проектируемого электродренажа может быть определено по формуле:

,                                           (7.1)

где DUт-р -средняя величина разности потенциалов между точками присоединения дренажа ктрубопроводам тепловой сети и рельсам за время опытного дренирования, В;

 -среднее значение дренажного тока за время опытного дренирования, А;

Rду - сопротивление проектируемого дренажногоустройства, определяемое по вольтамперной характеристике (с включением 20-30%сопротивления дренажного реостата), Ом.

Сечениедренажного кабеля (мм2) определяется по формуле:

S = r· L / Rдк,                                                            (7.2)

где r - удельное электрическое сопротивлениеметалла токопроводящих жил кабеля, Ом·мм2/мм;

L -общая длина проектируемого дренажного кабеля, м.

7.9.25Значение сопротивления дренажного кабеля при усиленном электродренаже можетбыть определена по формуле:

,                            (7.3)

где  -сопротивление дренажного кабеля при опытном дренировании, Ом;

 -среднее значение тока усиленного дренажа при опытном дренировании, А;

 -напряжение на зажимах усиленного дренажа при опытном дренировании, В;

Uуд - напряжение на зажимах проектируемогоусиленного дренажа (принимается равным 6 или 12 В в зависимости от требуемоймощности дренажа), В.

Для наиболееэкономически выгодного соотношения капитальных и эксплуатационных затратопределяется оптимальное значение сопротивления дренажного кабеля, которое недолжно быть выше значения Rдк,рассчитанного по формуле (7.1).

7.9.26Исходными данными для выбора АЗ являются величина тока катодной защиты исреднее значение удельного сопротивления грунта на площадке, где предполагаетсяразместить АЗ.

Выбороптимальных параметров АЗ, расположенного за пределами канала, можетпроизводиться в соответствии с методикой, рекомендованной в п. 7.8.5 настоящейТиповой инструкции.

7.9.27Совместная защита от коррозии подземных металлических сооружений можетосуществляться:

- подсоединениемотдельных электрических дренажей различных сооружений на общую дренажную сборку,соединенную с отсасывающими пунктами рельсового электротранспорта;

- подсоединениемряда различных сооружений непосредственно к общим защитным установкам.

7.9.28 Длявключения в систему совместной защиты трубопроводов тепловых сетей с цельюулучшения их электрической проводимости следует применять шунтирующие перемычкина задвижках и компенсаторах.

Включение всистему совместной защиты с помощью перемычек трубопроводов тепловых сетей исиловых кабелей не допускается.

7.9.29Катодную поляризацию тепловых сетей диаметром от 300 мм и более при затопленииили заносе каналов грунтом рекомендуется осуществлять с использованиемраспределенных АЗ, располагаемых непосредственно в каналах (при наличиивозможности их установки).

Применениераспределенных анодных заземлителей позволяет обеспечить:

- равномерноераспределение тока защиты вдоль требующих ЭХЗ участков тепловых сетей;

- снижение вдва-три раза потребления электроэнергии на единицу длины защищаемой тепловойсети;

- локализациюобразования дополнительных полей блуждающих токов и вместе с этим устранениевредного влияния ЭХЗ на смежные подземные сооружения;

- исключениенеобходимости в отводе земельной площади для установки анодных заземлителей.

7.9.30 Дляраспределенных анодных заземлителей рекомендуется использовать электродыстержневого (штыревого) типа из токопроводящих эластомеров или ферросилидов,электродов кабельного типа из токопроводящих эластомеров или стальных труб.

Техническиехарактеристики электродов для АЗ из токопроводящих эластомеров и ферросилидовприведены в таблицах Н.1 и Н.2 приложения Н.

7.9.31Электроды АЗ стержневого типа при диаметре трубопроводов более 700 мм могутрасполагаться на дне канала перпендикулярно его оси, а при диаметрахтрубопроводов от 300 мм и более - на дне канала вдоль его оси.

Электродыкабельного типа или из стальных труб диаметром 100-150 мм прокладываются вдольоси канала.

Схемырасположения электродов АЗ стержневого и кабельного типов в канале приведены нарис. П.1, П.2 и П.3 приложения П.

На указанныхрисунках отмечены пункты установки вспомогательных электродов и КИПов, узлыприсоединения токовводов электродов АЗ к распределительному кабелю отположительной клеммы станции катодной защиты.

Примечание.В качестве АЗ целесообразно использовать трубы диаметром 100-150 мм, бывшие вэксплуатации, предварительно очистив их от защитного антикоррозионного покрытияи продуктов коррозии.

7.9.32Определение параметров ЭХЗ с использованием распределенных анодов стержневогоили кабельного типа производится расчетным методом.

7.9.33 Значениетребуемого тока защиты Iзащ (А) научастке тепловой сети, подлежащем ЭХЗ, может быть получено исходя из значенияобщей поверхности трубопроводов, контактирующей с водой (грунтом) в канале.

При расчетеобщей поверхности трубопроводов, подлежащих защите, должен учитыватьсямаксимально возможный на данном объекте уровень затопления (заноса грунтом)канала.

, А                                (7.4)

где j -требуемая плотность тока, А/м2;

S -суммарная поверхность подающего и обратного трубопроводов, подверженныхзатоплению (заносу грунтом), м ;

Дн- наружный диаметр трубопроводов, м;

L -длина трубопроводов на участке затопления (заноса грунтом) в однотрубномисчислении, м;

К -коэффициент, учитывающий максимально возможную глубину погружения в воду(грунт) трубопроводов (от нижней образующей трубы до уровня затопления илизаноса грунтом). Например, при полном затоплении трубопровода Кпринимается равным 1, при затопления до оси трубопровода К = 0,5.

Требуемаяплотность тока защиты должна быть не ниже значений, принимаемых при ЭХЗстальных непокрытых (без защитных покрытий) поверхностей во влажных грунтах,т.е. j ³ 0,05 А/м2.

7.9.34.Количество электродов n анодного заземлителя прииспользовании электродов стержневого типа рассчитывается по формуле:

n = Iзащ / i                                                                  (7.5)

где i -допустимая токовая нагрузка на один электрода, А.

7.9.35Расстояние l между электродами штыревого типа определяетсяиз соотношения

l = L / 2 n, м                                                                  (7.6)

При ЭХЗтепловых сетей диаметром более 700 мм при наличии двух труб в канале, уложенныхна одном уровне, устанавливается два электрода в одну линию. В этом случаеколичество стержневых электродов n в соотношении(7.6) уменьшается в два раза.

Расстояние l не должно превышать 2,0 м.

7.9.36Напряжение (В) постоянного тока на выходе преобразователя (выпрямителя)для катодной защиты определяется по формуле:

Uвых = Iзащ(R + Rрт)                                                     (7.7)

где R- сопротивление растеканию тока с анодного заземлителя, Ом.

R- сопротивление растеканию тока с трубопровода тепловой сети, Ом.

Учитывая, что Rрт < < R, значениемR можно пренебречь и величину Uвых(В) определять по формуле:

Uвых = Iзащ· R,                                                           (7.8)

Значение Uвых не должно превышать 12 В. В случаеполучения больших значений необходимо снижение R путемувеличения количества электродов анодного заземлителя.

7.9.37Сопротивление (Ом) растеканию тока с горизонтального электрода анодногозаземлителя, расположенного на дне канала (см. рис. 9), рассчитывается поформуле:

Rэл= [r / (p· а)] · ln · (2а / d), Ом,                                          (7.9)

где r - удельное электрическое сопротивлениегрунта (воды), Ом·м (значение rопределяется из отобранной пробы грунта (воды) на участке тепловой сети,подлежащем ЭХЗ);

а -длина электрода анодного заземлителя, м;

d -диаметр электрода, м.

В тех случаях,когда два электрода штыревого типа в анодном заземлителе устанавливаются в однулинию, длина электрода «а» удваивается.

7.9.38Сопротивление растеканию тока со всего анодного заземлителя определяется по формуле:

Rаэ= (Rэл / n)F,Oм                                                       (7.10)

где F -коэффициент взаимовлияния;

n - количество электродов в анодном заземлителе(уменьшается в два раза при установке двух электродов в одну линию).

F= l + [r / (p· l · Rэл)]· Ln (0,6 · n),                                       (7.11)

где l - расстояние между смежными электродами (или группамиэлектродов), м.

Если дваэлектрода устанавливают в одну линию, то n равнополовине от общего количества электродов в заземлителе.

7.9.39 Прииспользовании для анодного заземлителя электродов кабельного или стержневоготипов, а также электродов из стальных труб количество линий заземлителяопределяется из условий требуемого тока защиты и допустимой токовой нагрузкиэлектрода (см. приложение М). При ЭХЗ тепловых сетей диаметром до 300 мм можетбыть применена одна линия электрода, прокладываемая по дну канала междутрубопроводами. При больших диаметрах труб прокладывается не менее двух линийэлектродов заземлителя.

 

Схемадля расчета электрода анодного заземлителя стержневого типа, расположенного надне канала

 

 

Рис.9

 

При прокладкеэлектродов АЗ вдоль оси трубопроводов определение Rаэ нетребуется.

Прииспользовании для АЗ электродов кабельного типа из токопроводящих эластомероврасстояния между контактными устройствами на АЗ не должны превышать 50 м, прииспользовании стальных труб - не более 70 м.

7.9.40Параметры преобразователей для катодной защиты определяются из условий токовойнагрузки равной 1,3 · Iзащ при напряжении на выходепреобразования Uвых £12 В.

На участкахтрубопроводов тепловых сетей канальной прокладки длиной до 40-50 м,подвергающихся периодическому или постоянному затоплению, ЭХЗ можетосуществляться с помощью гальванических анодов (протекторов) из магниевыхсплавов (при наличии доступа к пунктам установки протекторов).

Схемарасположения протекторов в тепловом канале приведена на рис. Р.1 приложения Р.

Техническиеданные магниевых гальванических анодов приведены в приложении С.

7.9.41Расчетные таблицы параметров средств ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей канальнойпрокладки различных диаметров в зависимости от уровня затопления трубопроводови удельного электросопротивления среды в канале (воды, грунта заноса) сприменением различных типов электродов АЗ и протекторов, расположенных вканалах и футлярах, а также средства контроля эффективности ЭХЗ приведены в«Типовом проекте по электрохимической защите от наружной коррозии на локальныхучастках» (СКТБ ВКТ филиал АО «Мосэнерго»).

 

8.Производство строительно-монтажных работ по электрохимической защите трубопроводовтепловых сетей

 

8.1 Передначалом строительства проект должен быть зарегистрирован Подрядчиком вадминистративной технической инспекции.

Регистрирующаяпроект организация проверяет действительность на текущий момент согласованийпроекта, определяет соответствие предусмотренных проектом мероприятийвозможностям и требованиям текущего периода, необходимость реализации проекта кмоменту регистрации.

Необходимыеизменения, вносящиеся в проект на этой стадии, должны быть согласованы со всемизаинтересованными организациями, согласовавшими проект при его разработке, иновыми организациями, чьи интересы затрагиваются при внесении этих изменений впроект.

8.2 До началастроительно-монтажных работ строительная организация получает в соответствующихместных органах власти разрешение на производство работ, после чего вызывает наместо производства работ все заинтересованные организации, уточняет с ихпомощью наличие и местоположение в зоне производства работ подземных сооруженийи коммуникаций, согласовывает с ними план производства работ.

Оторганизации, чьи подземные сооружения или коммуникации находятся внепосредственной (до 5 м) близости к местам производства работ, должны бытьполучены письменные уведомления с привязками этих сооружений или коммуникаций иособыми требованиями к организации производства работ, если они имеются.

Примечание.

1. При ЭХЗтрубопроводов тепловых сетей канальной прокладки с расположением АЗнепосредственно в каналах требования п. 8.2 настоящей Типовой инструкции могутне учитываться.

2. Местнымиорганами власти может быть установлен и другой порядок организации подготовки кстроительно-монтажным работам, в соответствии с которым Подрядчик получаетуведомления от непосредственно заинтересованных организаций. В этих случаяхнеобходимость вызова их представителей на место производства работ определяетсяпри получении уведомления.

8.3 Передначалом строительно-монтажных работ Подрядчик извещает о дате начала работЗаказчика, проектную организацию, организацию, осуществляющую техническийнадзор за строительством, и организацию, на обслуживание которой будетпередаваться строящиеся защитные установки.

Срокиизвещения о начале строительно-монтажных работ определяются указаннымиорганизациями.

8.4Строительно-монтажные работы на объектах строительства установок ЭХЗ должныосуществляться по технологиям, предусмотренным проектами производства работ.

8.5Строительство и монтаж узлов и деталей установок ЭХЗ рекомендуется осуществлятьс использованием типовых чертежей альбома МГНП 01-99 «Узлы и деталиэлектрозащиты инженерных сетей от коррозии» (АО института «МосгазНИИпроект»).

Допускаетсястроительство и монтаж отдельных узлов и деталей установок ЭХЗ по чертежам,разработанным специализированными проектными организациями, и согласованным сЗаказчиком, эксплуатационной организацией и подрядными строительнымиорганизациями

8.6 На каждомобъекте строительства установок ЭХЗ Подрядчиком заводится журнал авторского итехнического надзора, в который должны заносить свои замечания и сведения оконтроле производства работ те организации, которые осуществляют техническийнадзор за строительством, авторский надзор и приемку отдельных узлов.

8.7Отступления от проектных решений в процессе строительства допускаются послесогласований с проектными организациями, эксплуатационными организациями иЗаказчиками, а также с территориальными организациями - держателями геофонда, вслучаях, когда отступления связаны с размещением подземных сооружений.

Еслиотступления затрагивают интересы других организаций, они должны бытьпредварительно с ними согласованы.

8.8 Приваркуконтактных устройств, электроперемычек и контрольных проводников к действующимтрубопроводам осуществляют организации, которые эксплуатируют эти трубопроводы,по договорам с Подрядчиками.

Приваркуконтактных устройство, электроперемычек и контрольных проводников к строящимсятрубопроводам осуществляют специализированные строительные организации.

Все работы,связанные с присоединениями дренажных кабелей к соответствующим устройствамсети электрифицированного транспорта, производят в соответствии с предписаниямиэксплуатационных организаций (железных дорог и трамвая) и в присутствиипредставителей этих организаций.

8.9Восстановление теплоизоляционной конструкции на трубопроводах после приваркиконтактных устройств, электроперемычек или контрольных проводников осуществляютОЭТС или с их согласия специализированные организации по договорам сПодрядчиками.

8.10Используемые в качестве стационарных медносульфатные электроды сравнения,например, типа ЭНЕС, ЭСН-МС, должны быть заполнены незамерзающим электролитом всоответствии с сертификатом качества. Схема и технические характеристикиэлектродов приведены в приложении Т.

Перед.оборудованием контрольно-измерительных пунктов стационарными медно-сульфатнымиэлектродами сравнения необходимо проводить лабораторный предустановочныйконтроль последних, в процессе которого строительной организацией проверяетсяпереходное сопротивление «электрод - влагонасыщенный песок», которое должнобыть не более 15 кОм.

Стационарныйэлектрод сравнения устанавливают в КИПе так, чтобы дно корпуса находилось науровне нижней образующей подающего трубопровода и на расстоянии 100 мм от егобоковой поверхности (в плане) или от стенки канала со стороны подающеготрубопровода (при расположении АЗ за пределами канала).

Медносульфатныеэлектроды сравнения после установки (так же, как контрольно-измерительныепункты, электроперемычки, контактные устройства, индикаторы коррозии и др.)необходимо засыпать вручную.

8.11Технологический процесс монтажа контактных устройств, электроперемычек,контрольно-измерительных пунктов и АЗ должен осуществляться под пооперационнымконтролем представителей организаций, осуществляющих технический надзор застроительством ЭХЗ установок с оформлением соответствующих актов приемки.

8.12 Прокладкикабелей по стенкам зданий и опорам, монтаж электрических щитков и подключения кдействующим сетям электропитания должны осуществляться в соответствии стребованиями [49], [59] и [60]. Условия присоединения к действующим сетямэлектропитания должны удовлетворять также техническим требованиямэнергоснабжающей организации, полученным на стадии разработки проекта.

8.13 Прокладкакабелей в земле осуществляется в соответствии с требованиями [49]. Засыпкауложенных в траншеи кабелей производится после их приемки представителемтехнического надзора с оформлением соответствующих актов.

8.14Оборудование для установок ЭХЗ должно проходить предустановочный(предмонтажный) контроль на соответствие показателям качества с оформлениемсоответствующих актов. Предустановочный контроль выполняется Заказчиком или подоговору с ним Подрядчиком или эксплуатационной организацией.

8.15 Проверкаработоспособности и надежности преобразователей различных типов проводитсясогласно схеме рис. 10.

 

Схемапроверки работы преобразователя в ручном и автоматическом режимах

 

 

Номинальное выходное напряжение, В

R1, кОм ± 10 %

R2, кОм ± 10 %

24

6,2

1,5

48

13

1,5

 

Рис.10

 

В качественагрузки могут быть использованы проволочные или ленточные сопротивления, вчастности, намотанные на изолированную трубу. Эти сопротивления по номинальномутоку и напряжению должны соответствовать номинальным параметрам испытываемогопреобразователя.

Всепреобразователи проверяются в режиме ручного управления. С помощью ручкипеременного резистора проверяются: возможность установки номинальных выходныхпараметров, диапазон регулирования выходного напряжения, значение которогодолжно меняться в пределах, указанных в паспорте.

Приноминальном напряжении устанавливаются номинальный ток и производитсятрехкратное отключение и включение питающего напряжения, затем проверяетсяработоспособность преобразователя при работе в номинальном режиме. Времяиспытаний должно быть не менее суммы времени установления стабильнойтемпературы внутри преобразователя или наиболее нагретого ее элемента плюс 1 ч.

Указанные вышеиспытания проводятся на обеих ступенях выходного напряжения преобразователя.

Затемавтоматические преобразователи переводятся в режим автоматического поддержанияразности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения. Согласно схемек преобразователю подключается делитель напряжения на резисторах. Поочередноустанавливается заданная разность потенциалов 0,8; 2,0 и 3,5 В и измеряется разностьпотенциалов на клеммах блока управления. Измерения производятся прибором свходным сопротивлением не менее 200 кОм/В. Разница между значениями измеряемойи заданной разности потенциалов не должна превышать указанных в паспортезначений.

На преобразователи,не выдержавшие испытаний предустановочного контроля, составляетсяакт-рекламация, который представляется заводу-изготовителю.

8.16Преобразователи установок ЭХЗ монтируются на соответствующих фундаментах илиметаллических каркасах, которые не должны иметь контактов с фундаментами илидругими элементами зданий.

8.17 Корпусапреобразователей установок ЭХЗ во избежание поражения людей электрическим токомдолжны быть заземлены или занулены в соответствии с требованиями [49].

8.18 Послезавершения строительно-монтажных работ Подрядчиком составляется «Акт на приемкустроительно-монтажных работ» (см. приложение У) на каждую установку отдельно,который подписывается Заказчиком, Подрядчиком, представителями техническогонадзора и представителями проектной организации.

8.19Исполнительные чертежи на построенные установки ЭХЗ составляются строительнымиорганизациями в процессе производства работ до засыпки кабельных прокладок ивсех узлов, заверяются представителями Заказчика и эксплуатационныхорганизаций, которым передаются установки. После проверки соответствия ихпроекту и на основании промеров и осмотров до засыпки.

8.20Заверенные представителями Заказчиков и эксплуатационной организации должнысдаваться в территориальные геодезические организации - держатели геофонда,которые осуществляют их приемку после контрольных геодезических съемок воткрытых траншеях и котлованах (см. п. 1 примечания к п. 8.2 настоящей Типовойинструкции)

8.21 Послезавершения строительно-монтажных работ в полном объеме строительные организациипередают Заказчикам для организации выполнения наладочных работ следующуюдокументацию:

- Проект совсеми согласованиями отступлений от него, допущенных в ходе

строительно-монтажныхработ                                                                                                          1экз.

- Исполнительныечертежи масштаб 1:500 на кальке с отметкой о приемке их

в геофонд                                                                                                                                                 1экз.

и в копиях                                                                                                                                                 3экз.

- Журналавторского и технического надзора                                                                                1экз.

- Справки отсмежных организаций о выполнении работ в полном объеме,

если такиеработы были предусмотрены проектами                                                                   1экз.

- Техническиепаспорта на преобразователи, дренажные устройства и сертификаты

качествапредприятий-изготовителей на гальванические аноды (протекторы),

анодныезаземлители, медно-сульфатные электроды сравнения и др.

комплектующиеизделия                                                                                                                      1экз.

- Акты приемкиэлектромонтажных работ                                                                                      1экз.

- Акты приемкиконтактных устройств, электроперемычек, контрольных пунктов             1 экз.

- Акты приемкискрытых работ                                                                                                          1экз.

- Актыпроверки сопротивления растеканию контуров анодных заземлений                       1экз.

- Протоколыизмерений сопротивления изоляции кабелей                                                        1экз.

- Протоколыизмерений сопротивления петли «фаза-ноль» или сопротивления

защитногозаземления                                                                                                                          2экз.

- Актыпредустановочного контроля преобразователей                                                             1экз.

- Актыпневматических и электрических (заводских) испытаний изолирующих

фланцев                                                                                                                                                    1экз.

- Акты приемкиустановленных изолирующих соединений                                                       1экз.

- Справки овыполненном благоустройстве территорий, на которых производились

строительно-монтажныеработы, от владельцев этих территорий                                            1экз.

Рекомендуемыеформы приемо-сдаточной документации приведены в приложении У.

8.22 Указаннаядокументация по поручению Заказчиков может передаваться сразу непосредственноэксплуатационным организациям в случаях, когда наладочные работы будутвыполняться этими организациями.

8.23 Послеприемки документации от строительных организаций в полном объеме Заказчикзаключает договора с энергоснабжающими организациями на пользованиеэлектроэнергией, заключает с ними акты разграничения балансовой принадлежностии ответственности за эксплуатацию линий электропитания и получает от местныхорганов Госгортехнадзора в установленном ими порядке разрешения на допускустановок ЭХЗ в эксплуатацию.

 

9.Пуско-наладочные работы

 

9.1Пуско-наладочные работы проводятся перед приемкой ЭХЗ и включают осмотр ипроверку всех доступных элементов ЭХЗ и контроль потенциала трубопровода вовсех пунктах измерений, указанных в проекте ЭХЗ.

Наладкаустановок ЭХЗ выполняется специализированными организациями.

9.2 Заказчикпередает наладочной организации следующую документацию:

- Проектнуюдокументацию с согласованными в ходе строительства

изменениями вполном объеме                                                                                                         1экз.

- Копииисполнительных чертежей на каждую установку                                                          1экз.

- Акты приемкистроительно-монтажных работ на каждую установку                                   1экз.

- Акты допускаГосгортехнадзором электроустановок в эксплуатацию на

каждуюустановку передает заказчик                                                                                               1экз.

9.3 В процессеналадочных работ преобразователи установок ЭХЗ должны пройти тщательныйтехнический осмотр, проверку правильности всех внешних подключений и проверкуплотности всех контактов. Выявленные в ходе осмотра и проверки недостаткиустраняются работниками наладочных организаций, а выявленные неверные внешниеподключения исправляются работниками строительно-монтажных организаций.

9.4 Послепроверки преобразователей производится осмотр и проверка всех элементов ЭХЗ.Все выявленные в ходе этой проверки дефекты устраняются строительно-монтажнойорганизацией.

9.5 УстановкиЭХЗ включаются в работу с токовыми нагрузками, соответствующими проектнымпараметра, не менее чем за 72 ч до начала пуско-наладочных работ, приобязательной проверке правильности внешних подключений.

Примечание.Для установок ЭХЗ с АЗ, проложенными в каналах тепловой сети, наладочные работыс проверкой токовых нагрузок и измерениями смещения потенциалов трубопроводовосуществляется только при наличии затопления или заиливания защищаемыхучастков.

9.6 О началепуско-наладочных работ извещаются владельцы защищаемых сооружений,эксплуатационные организации, которым будут передаваться защитные установки, ивладельцы смежных подземных коммуникаций.

9.7 На первомэтапе наладочных работ производятся измерения потенциалов защищаемых сооруженийпри проектных режимах работы установок ЭХЗ.

9.8 Измеренияпроизводятся во всех пунктах измерений, предусмотренных проектом. Это пункты снаиболее высокими положительными и знакопеременными потенциалами,зафиксированными в ходе коррозионных изысканий; пункты в местах натрубопроводах, наиболее приближенных к источникам блуждающих токов,высоковольтным кабелям и линиям электропередач, а также наиболее удаленные инаиболее приближенные к анодным заземлителям.

9.9 Измерениядолжны производиться с использованием приборов и технологий, изложенных вразделе 4 настоящей Типовой инструкции.

9.10 Измеренияпри наладке дренажных защитных установок должны производиться приборами,обеспечивающими, по возможности, синхронные измерения потенциалов «труба-земля»и «рельс-земля» с длительностью записи не менее 1 ч.

9.11Полученные результаты измерений первого этапа с учетом измерений на смежныхкоммуникациях анализируются и принимаются решения по корректировке режимовработы установок защиты.

9.12 В случаенеобходимости изменения режимов работы ЭХЗ измерения повторяются во всехпунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимамиработы.

9.13Корректировка режимов работы ЭХЗ может производиться неоднократно до достиженияжелаемых результатов.

9.14 Вконечном итоге на защитных установках должны быть установлены минимальновозможные защитные токи. При которых на защищаемых сооружениях во всех пунктахизмерений достигаются защитные потенциалы, по абсолютной величине не нижеминимально допустимых и не более максимально допустимых.

9.15Окончательно установленные режимы работы защитных установок должны бытьсогласованы со всеми организациями, имеющими подземные сооружения в зонахдействия налаживаемых установок, о чем они дают подтверждения в своихзаключениях (справках).

9.16 Вслучаях, когда в ходе наладочных работ не удается достигнуть на защищаемыхсооружениях требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений,наладочная организация совместно с проектной и эксплуатационной организациямиразрабатывает перечень необходимых дополнительных мероприятий и направляет ихЗаказчику для принятия соответствующих мер.

9.17 До реализациидополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных сооруженийостается уменьшенной.

9.18Завершаются наладочные работы оформлением технического отчета по наладкеустановок ЭХЗ, который должен включать:

- полныесведения о:

1. защищаемых исмежных подземных сооружениях;

2. действующихисточниках блуждающих токов;

3. критерияхкоррозионной опасности;

4. опостроенных и ранее действующих (если такие имеются) установках ЭХЗ;

5. установленныхна сооружениях электроперемычках;

6. действующихи вновь построенных КИП;

7. электроизолирующихсоединениях;

- полнуюинформацию о выполненных работах и ее результатах;

- таблицу сокончательно установленными параметрами работы установок ЭХЗ;

- таблицупотенциалов защищаемых сооружений в установленных окончательно режимах работыустановок ЭХЗ;

- справки(заключения) владельцев смежных сооружений;

- заключениепо наладке установок ЭХЗ;

- рекомендациипо дополнительным мероприятиям по защите подземных сооружений от коррозии.

 

10.Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты

 

10.1 УстановкиЭХЗ вводятся в эксплуатацию после завершения пусконаладочных работ и испытанияна стабильность в течение 72 ч.

10.2 УстановкиЭХЗ принимает в эксплуатацию комиссия, в состав которой входят представителиследующих организаций: Заказчика; проектной (по необходимости); строительной;эксплуатационной, на баланс которой будет передана построенная установка ЭХЗ;предприятия по защите от коррозии (службы защиты); органов Госгортехнадзора России,органов Госэнергонадзора России (при необходимости); городских (сельских)электросетей.

10.3 Данныепроверки готовности объектов к сдаче заказчик сообщает организациям, входящим всостав приемной комиссии не менее, чем за сутки.

10.4 Заказчикпредъявляет приемной комиссии: проект на устройство ЭХЗ и документы, указанныев Приложении У.

10.5 Послеознакомления с исполнительной документацией и техническим отчетом опусконаладочных работах приемная комиссия выборочно проверяет выполнениезапроектированных работ - средств и узлов ЭХЗ, в том числе изолирующихфланцевых соединений, контрольно-измерительных пунктов, перемычек и другихузлов, а также эффективность действия установок ЭХЗ. Для этого измеряютэлектрические параметры установок и потенциалы трубопровода на участках, где всоответствии с проектом зафиксирован минимальный и максимальный защитныйпотенциал, а при защите только от блуждающих токов предусмотрено отсутствиеположительных потенциалов.

Установки ЭХЗ,не соответствующие проектным параметрам, не должны подлежать приемке.

10.6 УстановкуЭХЗ вводят в эксплуатацию только после подписания комиссией акта о приемке.

В случаенеобходимости может быть осуществлена приемка ЭХЗ во временную эксплуатацию нанезаконченном строительством трубопроводе.

Послеокончания строительства ЭХЗ подлежит повторной приемке в постояннуюэксплуатацию.

10.7 Приприемке ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей бесканальной прокладки, пролежавшихв грунтах более 6 месяцев, необходимо проверить их техническое состояние и приналичии повреждений установить сроки их устранения.

10.8 Каждойпринятой установке ЭХЗ присваивают порядковый номер и заводят специальныйпаспорт установки, в который заносят все данные приемочных испытаний (см.приложение Ф).

 

11.Эксплуатация установок ЭХЗ

 

11.1 Эксплуатационныйконтроль установок ЭХЗ включает периодический технический осмотр, проверкуэффективности их работы.

На каждойзащитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятсярезультаты осмотра и измерений (см. приложение X).

11.2 Обслуживаниеустановок ЭХЗ в процессе эксплуатации должно осуществляться в соответствии сграфиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов. Графикпрофилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов должен включатьопределение видов и объемов технических осмотров и ремонтных работ, сроки ихпроведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах.

Основноеназначение работ по профилактическим осмотрам и планово-предупредительнымремонтам - содержание установок ЭХЗ защиты в состоянии полнойработоспособности, предупреждение их преждевременного износа и отказов вработе.

11.3Технический осмотр включает:

- осмотр всехэлементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотностиконтактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельныхэлементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок натрассе дренажных кабелей и анодных заземлений;

- проверкуисправности предохранителей (если они имеются);

- очисткукорпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружии внутри;

- измерениетока и напряжения на выходе преобразователя или между гальваническими анодами(протекторами) и трубами;

- измерениепотенциала трубопровода в точке подключения установки;

- производствозаписи в журнале установки о результатах выполненной работы.

11.4Технический осмотр с проверкой эффективности защиты включает:

- все работыпо техническому осмотру;

- измеренияпотенциалов в постоянно закрепленных опорных пунктах.

11.5 Текущийремонт включает:

- все работыпо техническому осмотру с проверкой эффективности;

- измерениесопротивления изоляции питающих кабелей;

- одну или двеиз указанных ниже работ: ремонт линий питания (до 20% протяженности), ремонтвыпрямительного блока, ремонт блока управления, ремонт измерительного блока,ремонт корпуса установки и узлов крепления, ремонт дренажного кабеля (до 20%протяженности), ремонт контактного устройства контура анодного заземления,ремонт контура анодного заземления (в объеме менее 20%).

11.6Капитальный ремонт включает:

- все работыпо техническому осмотру с проверкой эффективности действия ЭХЗ;

- более двухработ из перечня ремонтов, перечисленных в пункте 11.5, либо ремонт в объемеболее 20% - линия питания, дренажного кабеля, контура анодного заземления.

11.7Внеплановый ремонт - вид ремонта, вызванный отказом в работе оборудования и непредусмотренный годовым планом ремонта.

Отказ в работеоборудования должен быть зафиксирован аварийным актом, в котором указываютсяпричины аварии и подлежащие устранению дефекты.

11.8Рекомендуемые сроки проведения технических осмотров и планово-предупредительныхремонтов:

- техническийосмотр - 2 раза в месяц для катодных, 4 раза в месяц - для дренажных установоки 1 раз в 3 месяца - для установок гальванической защиты (при отсутствиисредств телемеханического контроля). При наличии средств телемеханическогоконтроля сроки проведения технических осмотров устанавливаются руководствомОЭТС с учетом данных о надежности устройств телемеханики;

- техническийосмотр с проверкой эффективности - 1 раз в 6 месяцев;

- текущийремонт - 1 раз в год;

- капитальныйремонт - в зависимости от условий эксплуатации (ориентировочно 1 раз в 5 лет).

11.9 С цельюоперативного выполнения внеплановых ремонтов и сокращения перерывов в работеЭХЗ в организациях, эксплуатирующих устройства ЭХЗ, целесообразно иметьрезервный фонд преобразователей для катодной и дренажной защиты из расчета 1резервный преобразователь на 10 действующих.

11.10 Припроверке параметров электродренажной защиты измеряют дренажный ток,устанавливают отсутствие тока в цепи дренажа при перемене полярноститрубопровода относительно рельсов, определяют порог срабатывания дренажа (приналичии реле в цепи дренажа или цепи управления), а также сопротивление в цепиэлектродренажа.

11.11 Припроверке параметров работы катодной станции измеряют ток катодной защиты,напряжение на выходных клеммах катодной станции и потенциал трубопровода наконтактном устройстве.

11.12 Припроверке параметров установки гальванической защиты (при расположениипротекторов в каналах или камерах) измеряют:

1) силу тока вцепи между секциями протекторов и трубопроводами;

2) величинусмещения разности потенциалов между трубопроводом и измерительными электродамидо и после подключения секций протекторов к трубопроводам.

11.13 Контрольэффективности ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей производят не реже, чем 2 раза вгод (с интервалом не менее 4 месяцев), а также при изменении параметров работыустановок ЭХЗ и при изменении коррозионных условий, связанных с:

- прокладкойновых подземных сооружений;

- в связи спроведением ремонтных работ на тепловых сетях;

- установкойЭХЗ на смежных подземных коммуникациях.

Примечание.Контроль эффективности действия средств ЭХЗ при расположении АЗ и протекторов вканалах производится лишь при затоплении (заиливании) каналов, достигающихповерхности теплоизоляционной конструкции.

11.14 Методыконтроля эффективности ЭХЗ обусловлены типом прокладки теплопроводов(бесканальная или канальная) и расположением АЗ при канальной прокладке - непосредственнов канале или за его пределами.

11.15 Контрольэффективности действия средств ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей бесканальнойи канальной прокладок с размещением АЗ за пределами канала осуществляется поразности потенциалов между трубопроводом и медносульфатным электродом сравнения(МЭС), установленным в стационарном или нестационарном КИПе (в последнем случаес помощью переносного МЭС).

11.15.1 Схемапереносного МЭС приведена на рис. 4, схема и технические характеристики МЭСтипа ЭНЕС и ЭСН-МС, устанавливаемых в стационарных КИП, приведены в приложенииТ. Типовые чертежи конструкций стационарных КИП приведены в альбоме МГНПИ-99«Узлы и детали электрозащиты инженерных сетей от коррозии» (АО института«МОСГАЗНИИПРОЕКТ»).

11.15.2Стационарные КИПы должны устанавливаться на участках тепловых сетей, гдеожидаются минимально и максимально допустимые значения защитных потенциалов, вместах пересечения тепловых сетей с рельсами электрифицированного транспорта.

11.15.3 Приотсутствии стационарных КИПов переносный МЭС устанавливают на поверхности землимежду трубопроводами (в плане) на дне тепловой камеры (при наличии в ней воды).Перед установкой электродов грунт должен быть разрыхлен на глубину 4-5 см и изнего должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. Если грунтсухой, его следует увлажнить до полного водонасыщения водопроводной водой.

11.15.4 Дляпроведения измерений используют приборы типа ЭВ 2234, 43313.1, ПКИ-02.

Продолжительностьизмерений при отсутствии блуждающих токов должна составлять не менее 10 минут.Продолжительность и режимы измерительных работ при наличии блуждающих токовизложены в п. 4.16 настоящей Типовой инструкции.

11.15.5Значения разности потенциалов между трубопроводами и МЭС в зоне действия защитыприведены в разделе 7.1. настоящей Типовой инструкции.

11.15.6Среднее значение разности потенциалов Ucp (В) вычисляют поформуле:

,                                                       (11.1)

где  -сумма значений разности потенциалов; n - общеечисло отсчетов.

Результатыизмерений заносят в протокол (приложение Ц), а также фиксируют на картах-схемахтепловых сетей.

11.15.7 Приобнаружении неэффективной работы установок катодной или дренажной защиты(сокращены зоны их действия, потенциалы отличаются от допустимых защитных)необходимо произвести регулирование режима работы установок ЭХЗ.

11.15.8Сопротивление растеканию тока АЗ следует определять во всех случаях, когдарежим работы катодной станции резко меняется, но не реже 1 раза в год.

Сопротивлениерастеканию тока АЗ определяют, как частное от деления напряжения на выходекатодной установки на ее выходной ток или при расположении АЗ за пределамиканала с помощью приборов М-416, Ф-416, Ф 4103-M1 и стальных электродов посхеме, приведенной на рис. 11. Измерения следует производить в наиболее сухоевремя года. Дренажный провод (6) на время измерений следует отключить. Придлине Lаз питающий электрод (5)относят на расстояние в ³ Lаз, вспомогательный электрод (4) - нарасстояние а ³ Lаз.

 

Измерениесопротивления растеканию анодного заземления

 

 

1- анодные заземлители; 2 - контрольно-измерительный пункт; 3 - измерительныйприбор;

4- вспомогательный электрод; 5 - питающий электрод; 6 - дренажный провод.

 

Рис.11

 

Прирасположении АЗ в каналах сопротивление растеканию тока АЗ определяют призатоплении или заиливании канала до уровня изоляционной конструкции труб. Приналичии нескольких плеч АЗ их сопротивление растеканию тока определяютраздельно.

11.16 Контрольэффективности действия средств ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей канальнойпрокладки при расположении АЗ и гальванических анодов (протекторов)непосредственно в каналах, осуществляется по значению смещения разностипотенциалов между трубопроводом и установленным на его поверхности (илитеплоизоляционной конструкции) вспомогательным электродом (ВЭ) в сторонуотрицательных значений в пределах от 0,3 до 0,8 В.

При ЭХЗ спомощью протекторов из магниевого сплава смещение разности потенциалов между ВЭи трубопроводом должно быть не менее 0,2 В.

11.16.1 Доначала проведения измерительных работ в заданной зоне ЭХЗ определяются уровнизатопления канала и камер при наличии возможности визуально илиинструментальным методом. В последнем случае определяется уровень затопления,достигающий пунктов установки ВЭ на подающем и обратном трубопроводах - науровне нижней образующей теплоизоляционной конструкции (см. рис. 7).

11.16.2Проверка наличия воды на уровне установки ВЭ производится в такой последовательности:

1) отключаютстанции катодной защиты (протекторы при их применении не отключают);

2) кпроводнику от трубопровода на КИПе и ВЭ подключают мегаомметр;

3) при снятойна КИПе перемычке между трубопроводом и ВЭ измеряют электрическое сопротивлениеR.

Значение R£ 10,0 кОм указывает на наличиеводы в канале (камера) на уровне установки ВЭ или выше него.

Аналогичныеизмерения производят в других пунктах, где установлены ВЭ.

11.16.3Измерение потенциала трубопроводов по отношению к ВЭ на участках, где затоплениеканала на уровне установки ВЭ или выше него (после технического осмотраустановок ЭХЗ) производится в такой последовательности:

1) Привыключенной СКЗ подключить вольтметр к клеммам контрольного пункта:положительный зажим вольтметра - к клемме «Т» (трубопровод), отрицательный - кклемме вспомагательного электрода. Для измерений используют вольтметр с входнымсопротивлением не ниже 200 кОм на 1 В шкалы прибора (мультиметр типа 43313.1,вольтамперметр типа ЭВ 2234 и др.). Тумблер или перемычка должны бытьразомкнуты.

2) Не менее,чем через 30 мин после отключения СКЗ зафиксировать исходное значение разностипотенциалов между трубопроводом и ВЭ (DИисх.)с учетом полярности (знака).

3) ВключитьСКЗ, установив режим ее работы при минимальных значениях силы тока инапряжения.

4) Увеличениемсилы тока в цепи СКЗ установить ее значение при достижении разности потенциаловмежду трубопроводом и ВЭ:  в пределах от минус600 до минус 900 мВ (не ранее, чем через 10 мин после установки значения силытока).

5) Вычислить Ит-в.э.с учетом DИисх.

,мВ

Примеррасчета № 1.

DИисх. = -120 мВ,  =-800 мВ.

Ит-в.э.= -800 - (-120) = -680 мВ.

Примеррасчета № 2.

DИисх. = +120 мВ,  =-800 мВ.

Ит-в.э.= -800 - (120) = -920 мВ.

11.16.4 Еслиполученные значения Ит-в.э. на КИП зоны действия защиты (научастках затопления или заноса канала грунтом) не находятся в пределах значенийминус 300 -800 мВ, производится регулировка силы тока преобразователя.

Примечание.Увеличение силы тока преобразователя должно производиться с учетом предельнодопустимого значения напряжения на выходе преобразователя, равного 12,0 В.

11.16.5 Поокончании измерительных работ производят замыкание ВЭ с трубопроводом.

11.16.6 Принеисправностях ВЭ (повреждения проводников, крепления к трубопроводу ВЭ) вдоступных пунктах устанавливают у поверхности теплоизоляционной конструкциипереносной ВЭ, с помощью которого производят изложенные выше измерительные работы.

11.16.7 Приобнаружении участков трубопроводов, не подверженных затоплению и неконтактирующих с грунтом заноса в зоне отдельного плеча анодного заземлителя,указанный участок (плечо) целесообразно отключить из системы ЭХЗ до моментаобнаружения затопления канала на этом участке. После отключения указанногоучастка необходима дополнительная регулировка режима работы СКЗ.

Целесообразнотакже переоборудовать СКЗ, применив устройство для автоматического включенияили отключения СКЗ (или отдельных участков трубопроводов) в зависимости отуровня затопления канала.

11.17 Контрольэффективности действия ЭХЗ с применением гальванических анодов (протекторов) измагниевых сплавов, размещенных на дне или стенках каналов.

11.17.1 Доначала проведения измерительных работ в заданной зоне ЭХЗ выполняются работы,перечисленные в п. 11.16.1. и 11.16.2 настоящей Типовой инструкции.

11.17.2 Прификсации затопления канала на участке установки ВЭ производится проверкадействия протекторной защиты измерением:

1) силы тока вцепи звена (группы) «протекторы - трубопровод»;

2) потенциалапротектора или группы протекторов, отключенных от трубопровода, относительномедносульфатного электрода сравнения, установленного на дне канала (при наличиивозможности) или над каналом в зоне установки контролируемой группыпротекторов;

3) потенциалатрубопровода по отношению к ВЭ при отключенной и включенной группе протекторов.Данные заносят в протокол (приложение Ш).

Измеренияуказанных параметров производят лишь при наличии возможности отключения группыпротекторов от трубопроводов и подключения измерительных приборов.

11.17.3 Оценказначений измеренных параметров:

1) наличиетока в цепи «протекторы - трубопровод» свидетельствует о целостности указаннойцепи;

2) потенциалыпротекторов, отключенных от трубопровода, значения которых (по абсолютнойвеличине) не ниже 1,2 В, характеризуют протекторы, как исправные (потенциалыпротекторов измеряют лишь при наличии электролитического контакта протекторов сэлектролитом - водой на дне канала);

3) разностьпотенциалов между трубопроводом и ВЭ при включенной и выключенной группепротекторов, составляющая не менее 0,2 В, характеризует эффективностью действияпротекторной защиты трубопроводов.

11.18 Прямаяоценка опасности коррозии и эффективности действия ЭХЗ трубопроводов тепловыхсетей канальной прокладки и на участках их прокладки в футлярах можетпроизводиться с помощью индикаторов скорости коррозии типа БПИ-1 или БПИ-2 (см.п. 7.3.10 настоящей Типовой инструкции).

Сущностьметода прямой оценки опасности коррозии и эффективности действия ЭХЗ, методовобработки данных при обследовании состояния поверхности БПИ-1, при срабатыванииБПИ-2 изложены в приложении К.

11.19Исправность электроизолирующих фланцевых соединений проверяют не реже 1 раза вгод. Для этой цели используют специальные сертифицированные индикаторы качестваэлектроизолирующих соединений.

При отсутствиитаких индикаторов измеряют падение напряжения на электроизолирующем соединенииили синхронно потенциалы трубы по обеим сторонам электроизолирующегосоединения. Измерения проводят при помощи двух милливольтметров. При исправномэлектроизолирующем соединении синхронное измерение показывает скачокпотенциала.

Результатыпроверки оформляют протоколом согласно приложению Э.

11.20 Если надействующей установке ЭХЗ в течение года наблюдалось 6 и более отказов в работепреобразователя, последний подлежит замене. Для определения возможностидальнейшего использования преобразователя необходимо провести его испытание вобъеме, предусмотренном требованиями предустановочного контроля.

11.21 Вслучае, если за все время эксплуатации установки ЭХЗ общее количество отказов вее работе превысит 12, необходимо провести обследование технического состояниятрубопроводов по всей длине защитной зоны.

11.22Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должнапревышать 14 суток в течение года.

11.23 В техслучаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки ЭХЗ защитныйпотенциал трубопровода обеспечивается соседними установками ЭХЗ (перекрываниезон защиты), то срок устранения неисправности определяется руководствомэксплуатационной организации.

11.24Организации, осуществляющие эксплуатацию установок ЭХЗ, должны ежегодносоставлять отчет об отказах в их работе.

 

12.Требования безопасности при работах с защитными антикоррозионными покрытиями ипри эксплуатации устройств электрохимической защиты

 

12.1 Привыполнении работ по защите трубопроводов тепловой сети от наружной коррозии спомощью защитных антикоррозионных покрытий должны строго соблюдаться требованиябезопасности, приведенные в технических условиях на антикоррозионные материалыи защитные антикоррозионные покрытия, а также в ГОСТ 12.3.005 [21], ГОСТ12.3.016 [42], СНиП III-4-80 [43], РД 34.03.201-97[44].

12.2 Квыполнению работ по нанесению на трубы защитных антикоррозионных покрытий могутдопускаться только лица, обученные безопасным методам работы, прошедшиеинструктаж и сдавшие экзамен в установленном порядке.

12.3 Рабочийперсонал должен быть осведомлен о степени токсичности применяемых веществ,способах защиты от их воздействия и мерах оказания первой помощи приотравлениях.

12.4 Приприменении и испытаниях защитных антикоррозионных покрытий, содержащихтоксичные материалы (толуол, сольвет, этилцеллозольв и др.), должны соблюдатьсяправила техники безопасности и промышленной санитарии по ГОСТ 12.3.005 [21],санитарные и гигиенические требования к производственному оборудованию [45].

12.5 Приприменении защитных антикоррозионных покрытий, приведенных в таблице 2 (раздел6 настоящей Типовой инструкции), необходимо учитывать, что ряд из них относитсяк категории токсичных, что обусловлено свойствами растворителей, входящих в ихсостав или применяемых в технологическом процессе [20]:

кремнийорганическиезащитные покрытия - толуол, этилцеллозольв (III класс опасности), сольвент (IVкласс опасности);

органосиликатныезащитные покрытия ОС-51-03 с термической обработкой и с отвердителем(естественная сушка) - толуол (III класс опасности);

эпоксидноезащитное покрытие ЭП-969 (растворитель Р-5) - ксилол и этилцеллозольв (IIIкласс опасности), ацетон (IV класс опасности);

комплексноеполиуретановое защитное покрытие "Вектор" - ксилол (III классопасности), ацетон, сольвент (IV класс опасности).

12.6Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны при нанесении защитныхантикоррозионных покрытий на трубы не должно превышать ПДК, согласно ГОСТ12.1.005 [46]:

толуол - 50мг/м3, сольвент - 100 мг/м3, алюминий - 2 мг/м3,оксид алюминия – 6 мг/м3, этилцеллозольв - 10 мг/м3, ксилол- 50 мг/м3, бензин - 100 мг/м3, ацетон - 200 мг/м3,уайт-спирит - 300 мг/м3,

12.7 Всеработы, связанные с нанесением защитных антикоррозионных покрытий, содержащихтоксичные вещества, должны производиться в цехах, оборудованных приточно-вытяжнойи местной вентиляцией в соответствии с ГОСТ 12.3.005 [21].

12.8 Приработах с защитными антикоррозионными покрытиями, содержащими токсичныевещества, следует применять индивидуальные средства защиты от попаданиятоксичных веществ на кожные покровы, на слизистые оболочки, в органы дыхания ипищеварения согласно ГОСТ 12.4.011 [47] и ГОСТ 12.4.103 [48].

12.9 Припроизводстве на тепловых сетях работ по монтажу, ремонту, наладке установок ЭХЗи электрическим измерениям необходимо соблюдать требования РД 34.03.201-97[44], ПУЭ [49], ГОСТ 9.602 [6], СНиП III-А.11.70 [50].

12.10 Припроведении технического осмотра установок ЭХЗ должно быть отключено напряжениепитающей сети и разомкнута цепь дренажа. На завершающей стадии техническогоосмотра включают напряжение питающей сети, замыкают цепь дренажа и производятработы, указанные в п.п. 11.3 и 11.4 настоящей Типовой инструкции.

12.11 Втечение всего периода работы опытной станции катодной защиты, включаемой напериод испытаний (2-3 часа), у контура анодного заземлителя должен находитьсядежурный, не допускающий посторонних лиц к анодному заземлителю, и должны бытьустановлены предупредительные знаки в соответствии с ГОСТ 12.4.026 [51].

12.12 Приэлектрохимической защите трубопроводов тепловых сетей с расположением анодныхзаземителей непосредственно в каналах напряжение постоянного тока на выходестанции катодной защиты (преобразователя, выпрямителя) не должно превышать 12 В.

12.13 Научастках трубопроводов тепловых сетей, к которым подключена станция катоднойзащиты, а анодные заземлители установлены непосредственно в каналах, подкрышками люков тепловых камер на видном месте должны быть установлены табличкис надписью «Внимание! В каналах действует катодная защита».

 

 

ПриложениеА

 

Терминыи определения

 

Термины

Определения, НТД

Адгезия

Совокупность сил связи между высохшей пленкой и окрашиваемой поверхностью [16]

Анодная зона

Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала данного трубопровода только в сторону положительных значений [4], [5], [58]

Анодный заземлитель (анод)

Проводник, погруженный в грунт или раствор электролита и подключенный к положительному полюсу источника постоянного тока [4], [5], [58]

Блуждающий ток

Постоянный электрический ток, протекающий вне предназначенной для него цепи [4], [5], [58]

Внешний слой покрытия

Слой покрытия, поверхность которого соприкасается с окружающей средой [17]

Газотермический способ получения покрытия

Получение покрытия распылением газовой струей нагретого до жидкого или вязкотекучего состояния диспергированного материала [17]

Газотермическое покрытие

— (пояснений не требует [17])

Гальванический анод (протектор)

Электрод из металла с более отрицательным потенциалом, чем защищаемое металлическое сооружение. Подключается к сооружению при его гальванической защите [4], [5], [58]

Гальваническая (протекторная) защита

Электрохимическая защита металлического сооружения путем подключения к нему гальванического анода [4], [5], [58]

Горячий способ получения покрытия

Получение покрытия погружением основного покрываемого металла в расплавленный металл [17]

Горячая сушка лакокрасочного покрытия

Сушка лакокрасочного покрытия с применением принудительного нагрева.

Примечание. Горячая сушка может осуществляться путем индукционного, конвективного, терморадиационного и др. нагрева [18]

Грунтование

Нанесение промежуточных слоев лакокрасочного материала, обладающего хорошей адгезией к окрашиваемой поверхности и следующему слою лакокрасочного покрытия и предназначенного для повышения защитных свойств системы покрытия [18]

Дефект

Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям [14], [10]

Диффузионное покрытие

— (пояснения не требует [17])

Долговечность лакокрасочного покрытия

Способность лакокрасочного покрытия сохранять заданные свойства в течение заданного срока [18]

Естественная сушка лакокрасочного покрытия

Сушка лакокрасочного покрытия в нормальных условиях [18]

Жизнеспособность

Максимальное время, в течение которого продукт, состоящий из отдельных компонентов, должен быть использован после смешения компонентов [16]

Защитное (антикоррозионное) покрытие

Слой или система слоев веществ, наносимые на поверхность металлического сооружения для защиты металла от коррозии [58]

Защитный потенциал

Потенциал, при котором электрохимическая защита обеспечивает необходимую коррозионную стойкость металла [58]

Знакопеременная зона

Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала и к более положительным, и к более отрицательным значениям [58]

Катодная зона

Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала к более отрицательным значениям [58]

Катодная поляризация

Электрохимическая защита стального трубопровода путем смещения потенциала коррозии в сторону отрицательных значений [4], [5]

Катодное покрытие

Металлическое покрытие, имеющее в данной среде электродный потенциал более отрицательный, чем у основного металла [17]

Консервационное лакокрасочное покрытие

Лакокрасочное покрытие, предназначенное для временной антикоррозионной защиты окрашенной поверхности в процессе производства, транспортирования и хранения изделий [18]

Композиционное покрытие

Покрытие, состоящее из включений металлических и неметаллических составляющих [17]

 

Коррозионная агрессивность грунта

Совокупность свойств (характеристик) грунта, которые влияют на коррозию металла в грунте [4], [5], [58]

 

Коррозионная стойкость

Способность металла труб противостоять коррозии в данной коррозионной системе [52]

 

Коррозия металла труб

Разрушение металла труб вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой [53], [4], [5]

 

Крацевание

Обработка поверхности основного покрываемого металла и (или) покрытия щетками для удаления окислов, загрязнений, уплотнения покрытия или нанесения декоративного штриха [17]

 

Критерии опасности наружной коррозии

Признаки, определяющие опасность наружной коррозии трубопровода тепловой сети [6], [4]

 

Критерий предельного состояния

Признак (совокупность признаков) предельного состояния объекта, установленный нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией [10]

 

Лакокрасочное защитное покрытие

Покрытие, получаемое при нанесении на поверхность труб лакокрасочных материалов

 

Ложемент

Приспособление с рядом полукруглых выемок для укладки труб, которое исключает возможность соприкосновения труб друг с другом и позволяет предотвратить повреждения покрытия при перевозке труб на автомашинах с прицепом [5]

 

Медносульфатный электрод сравнения

Электрод сравнения, представляющий собой медный стержень, помещенный в насыщенный раствор медного купороса. Это наиболее часто применяемый электрод сравнения для измерения потенциала между подземными металлическими трубопроводами и грунтом [52]

 

Металлизационное покрытие

Покрытие, полученное распылением расплавленного металла [17]

 

Металлизация распылением

Получение покрытия распылением расплавленного металла [17]

 

Многослойное покрытие

Покрытие, состоящее из двух и более последовательно полученных слоев [17]

 

Надежность

Свойства объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования

Примечание. Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенное сочетание этих свойств [10]

 

Окрашивание

Нанесение лакокрасочного материала на окрашиваемую поверхность [18]

 

Окрашивание валиком

- (пояснения не требует [16])

 

Окрашивание кистью

- (пояснения не требует [16])

 

Окрашивание пневматическим распылением

- (пояснения не требует [16])

 

Пассивирование

Обработка основного покрываемого металла и (или) покрытия химическим или электрохимическим способом, в результате которой на его поверхности образуется пассивная пленка [17]

 

Плазменный способ получения покрытия

Получение покрытия распылением плазменной струей расплавленного металла [17]

 

Плазменное покрытие

- (пояснения не требует [17])

 

Подвесная тепловая изоляция

Тепловая изоляция на трубопроводе, проложенном в непроходном канале с воздушным зазором между поверхностью изоляции и стенками канала [5]

 

Подслой

Каждый из слоев многослойного покрытия, расположенный под внешним слоем покрытия [17]

 

Покрытие

Слой или несколько слоев материала, искусственно полученных на покрываемой поверхности [17]

 

Получение лакокрасочного покрытия

Технологический процесс, включающий операции подготовки окрашиваемой поверхности, окрашивания и сушки [18]

 

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны

Концентрации, которые при ежедневной (кроме выходных дней) работе в течение 8 ч или другой продолжительности, но не более 41 ч в неделю, в течение всего рабочего стажа не могут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований, в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего или последующих поколений [46]

 

Предельное состояние

Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно [10]

 

Пропитка покрытия

Обработка покрытия заполнением пор веществом, не взаимодействующим химически с материалом покрытия [17]

 

Рабочая зона

Пространство, ограниченное по высоте 2 м над уровнем пола или площадки, на которых находятся места постоянного (временного) пребывания работающих [46]

 

Разбавитель для лакокрасочных материалов

Летучая жидкость одно- или многокомпонентная, которая, не являясь растворителем для пленкообразующего, может быть использована в сочетании с растворителем, не вызывая нежелательных эффектов [16]

 

Разжижитель для лакокрасочных материалов

Летучая жидкость одно- или многокомпонентная, которая, добавляется в продукт для снижения вязкости [16]

 

Разность потенциалов между трубой и грунтом (потенциал «труба-земля»)

Напряжение между трубой и электродом сравнения, находящимися в грунте [58]

 

Растворитель для лакокрасочных материалов

Жидкость одно- или многокомпонентная, летучая в условиях сушки, в которой пленкообразующее полностью растворяется [16]

 

Расчетная температура среды

Максимальная температура горячей воды или пара в трубопроводе или его фасонной детали [11]

 

Расчетный срок службы

Срок службы в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода, с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа[11] (устанавливается проектными организациями)

 

Сварное соединение

Неразъемное соединение деталей, выполненное сваркой и включающее в себя шов и зону термического влияния [24]

 

Силикатно-эмалевое покрытие

Покрытие, получаемое на поверхности трубопровода путем расплавления неметаллического порошка, состоящего преимущественно из силикатных продуктов

 

Смещение разности потенциалов

Значение изменения разности потенциалов между трубой и электродом сравнения до и после воздействия внешнего источника тока [4], [5]

 

Сочетаемость слоев лакокрасочного покрытия

Способность слоев лакокрасочного материала образовывать покрытие [18]

 

Срок службы

Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние [10]

 

Срок службы лакокрасочного покрытия

Срок, в течение которого лакокрасочное покрытие сохраняет заданные свойства [18]

 

Старение лакокрасочного покрытия

Процесс необратимого изменения строения и (или) состава лакокрасочного покрытия, происходящий с течением времени [18]

 

Стационарный потенциал

Потенциал стального трубопровода, измеренный при отсутствии блуждающих токов и воздействия других внешних источников тока [6]

 

Стойкость лакокрасочного покрытия

Способность лакокрасочного покрытия сохранять заданные свойства [18]

 

Твердость покрытия

Способность высохшей пленки покрытия сопротивляться механическим воздействиям: удару, вдавливанию, царапанью [16]

 

Температура сушки лакокрасочного покрытия

Температура, обеспечивающая формирование лакокрасочного покрытия с заданными свойствами [18]

 

Термовлагостойкость защитного антикоррозионного покрытия

Сохранение защитным антикоррозионным покрытием защитных свойств и установленных физико-механических показателей после полных многократных увлажнений окружающей трубу тепловой изоляции с последующей сушкой при температуре на поверхности трубы 75-80 °С в соответствии с [7], [5]

 

Термостойкость защитного антикоррозионного покрытия

Сохранение защитным антикоррозионным покрытием защитных свойств и установленных физико-механических показателей после испытаний в соответствии с [7] при температуре на поверхности трубы 145-150 °С [5]

 

Толщина покрытия

Расстояние по нормали между поверхностью основного покрываемого металла и поверхностью внешнего слоя покрытия [17]

 

Установка (станция) катодной защиты

Совокупность устройств, требуемых для электрохимической защиты от коррозии подземных трубопроводов методом катодной поляризации с питанием от постороннего источника постоянного тока (преобразователь для катодной защиты, анодный заземлитель, соединительные кабели) [4], [5]

 

Формирование лакокрасочного покрытия

Физический или химический процесс образования покрытия.

Примечание. Примером физического процесса является испарение растворителя, примером химического процесса является поликонденсация, полимеризация, полиприсоединение и др. [18]

 

Фосфатирование

Обработка основного покрываемого металла и (или) покрытия химическим или электрохимическим способом, в результате которой на его поверхности образуется фосфатная пленка [17]

 

Шпатлевание

Выравнивание окрашиваемой или окрашенной поверхности с помощью шпатлевки [18]

 

Эластичность (Ндп "гибкость")

Способность отвержденной пленки выдерживать без разрушения деформацию поверхности, на которую она нанесена [16]

 

Электрический дефектоскоп

Прибор электрического неразрушающего контроля, предназначенный для обнаружения несплошностей и неоднородностей в объекте контроля [19]

 

Электрическая дефектоскопия

Совокупность методов и средств электрического неразрушающего контроля, предназначенных для обнаружения дефектов в объекте контроля [19]

 

Электрический неразрушающий контроль

Неразрушающий контроль, основанный на регистрации параметров электрического поля, взаимодействующего с объектом контроля или возникающего в объекте контроля в результате внешнего воздействия [19]

 

Электродренажная (дренажная) защита

Электрохимическая защита подземных трубопроводов от коррозии блуждающими токами, осуществляемая устранением анодного смещения потенциала путем отвода блуждающих токов к их источнику [4], [5]

 

Электроизолирующее соединение

Конструктивный элемент для прерывания электрической проводимости трубопроводов [4], [5]

 

Электроискровой метод контроля (электроискровой метод)

Метод электрического неразрушающего контроля, основанный на регистрации возникновения электрического пробоя и (или) изменений его параметров в окружающий объект контроля среде или его участке [19]

 

Электрохимическая защита

Защита металла от коррозии в электролитической среде, осуществляемая установлением на нем защитного потенциала или устранением анодного смещения потенциала от стационарной потенциала [58]

 

Элемент трубопровода

Сборочная единица трубопровода горячей воды или пара предназначенная для выполнения одной из основных функций трубопровода (например, прямолинейный участок, колено, тройник конусный переход, фланец и др.) [11]

 

Эмалирование

Получение покрытия расплавлением силикатных материалов (на поверхности основного покрываемого металла [17]

 

 


ПриложениеБ

 

Протоколопределения удельного электрического сопротивления грунта в полевых условиях

 

Прибором типа ________________

Заводскойномер _______________

Дата измерения________________

Погодныеусловия ______________

 

№ п/п

Адрес пункта измерения

№ пункта измерения по схеме

Расстояние между электродами, м

Измеренное сопротивление, Ом

Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м

Коррозионная агрессивность грунта

1

2

3

4

5

6

7

 

Измерил____________________

Проверил___________________

 

Протоколопределения удельного электрического сопротивления грунта в лабораторныхусловиях

 

№ п/п

Адрес пункта отбора проб

№ пункта по схеме

Электрическое сопротивление грунта R, кОм

Удельное электрическое сопротивление, r Ом·м

Коррозионная агрессивность грунта

1

2

3

4

5

6

 

Анализ провел_____________________

«___» ____________________год

 

 

ПриложениеВ

 

Протоколизмерений разности потенциалов при определении наличия постоянных блуждающихтоков в земле

 

Город_____________________

Вид подземногосооружения и пункта измерения _________________

Дата______________

Времяизмерения начало _______________, конец ________________

Тип и №прибора ________________________________

Класс точностиприбора не ниже 1,5

 

Результатыизмерений, в мВ

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1 DUизм.

 

 

 

 

 

 

2 DUизм.

 

 

 

 

 

 

3 DUизм.

 

 

 

 

 

 

4 DUизм.

 

 

 

 

 

 

5 DUизм.

 

 

 

 

 

 

6 DUизм.

 

 

 

 

 

 

7 DUизм.

 

 

 

 

 

 

8 DUизм.

 

 

 

 

 

 

9 DUизм.

 

 

 

 

 

 

10 DUизм.

 

 

 

 

 

 

 

 

Протоколизмерений потенциала трубопровода при определении опасности постоянныхблуждающих токов для действующих трубопроводов

 

Город__________________

Вид подземногосооружения и пункта измерения ___________________

Дата ___________________

Времяизмерения начало ___________, конец ___________________

Тип и №прибора _____________________________________

Класс точностиприбора не ниже 1,5

Измеренноезначение стационарного потенциала вспомогательного электрода ВЭ относительноМЭС _______________________________________

 

Результатыизмерений, в мВ

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1 Uизм.

 

 

 

 

 

 

2 Uизм.

 

 

 

 

 

 

3 Uизм.

 

 

 

 

 

 

4 Uизм.

 

 

 

 

 

 

5 Uизм.

 

 

 

 

 

 

6 Uизм.

 

 

 

 

 

 

7 Uизм.

 

 

 

 

 

 

8 Uизм.

 

 

 

 

 

 

9 Uизм.

 

 

 

 

 

 

10 Uизм.

 

 

 

 

 

 

 

DU = Uизм.. - Uст, B

Оценка опасности коррозии

при Uизм. наиболее отрицательном

при Uизм.. наиболее положительном

1

2

3

 

ПриложениеГ

 

Протоколизмерений смещения потенциала трубопровода при определении опасного влиянияпеременного тока

 

Город____________________

Вид подземногосооружения и пункта измерения __________________

Дата______________________

Время измеренияначало ___________, конец _________________

Тип и номерприбора ____________

Класс точностиприбора не ниже 1,5

Измеренноезначение стационарного потенциала вспомогательного электрода ВЭ

относительноМЭС ____________________________________

 

Результатыизмерений, мв

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

6

 

 

 

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

9

 

 

 

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

 

Камеральнаяобработка измерений

 

Число измерений

Сумма мгновенных значений

Средняя величина

Среднее значение смещения

1

2

3

4

 

Оценкаопасности коррозии под действием переменного тока

________________________________________________________________________________

(опасно,неопасно)

 

Измерил _________________

Проверил _______________

Обработал _______________

 

 

Протоколизмерений плотности переменного тока при определении опасного влиянияпеременного тока

 

Город_____________________

Вид подземногосооружения и пункта измерения _________________

Дата___________________________

Времяизмерения начало ______________, конец _____________________

Тип и номерприбора _____________

Класс точностиприбора не ниже 1,5

 

Результатыизмерений мгновенной силы переменного тока, мА

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

6

 

 

 

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

9

 

 

 

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

 

Камеральнаяобработка измерений

 

Число измерений

Сумма мгновенных значений силы переменного тока, J, мА

Среднее значение силы переменного тока, J, мА

Среднее значение плотности переменного тока, j, мА/см2

1

2

3

4

 

Оценкаопасности коррозии под действием переменного тока

________________________________________________________________________________

(опасно,неопасно)

 

Измерил _________________

Проверил _______________

Обработал _______________

 

 

 

ПриложениеД

 

Основныеположения методических указаний по стендовым испытаниям защитныхантикоррозионных покрытий для подземных стальных теплопроводов

 

1 Стендовыеиспытания защитных антикоррозионных покрытий для подземных трубопроводов [7]имеет целью в относительно короткий срок выявить защитные свойства покрытий длясопоставительной оценки и отбора наиболее эффективных из них.

2 Защитноеантикоррозионное покрытие, нанесенное на наружную поверхность стальных труб подтепловую изоляцию, должно обладать высокими защитными свойствами, чтобы вусловиях характерных для эксплуатации подземных тепловых сетей (подвоздействием тепла, влаги, одновременным воздействием тепла и влаги,воздействием агрессивных сред и блуждающих токов), обеспечивая надежную защитутрубопроводов от наружной коррозии в течение всего расчетного срока службытепловой сети, который в методических указаниях [7] принят равным 25 годам. Оценкастойкости покрытия применительно к условиям такой длительной эксплуатациивозможна лишь путем ускоренных испытаний. Продолжительность испытаний можетбыть сокращена за счет проведения их при более жестких, чем эксплуатационные,режимах по температуре, влажности и другим факторам.

3 Стендовыеиспытания не могут в полной мере моделировать эксплуатационные условия работызащитного антикоррозионного покрытия на трубопроводах тепловой сети и,особенно, длительность воздействия тех или иных факторов. Поэтому результаты,получаемые при стендовых испытаниях покрытия на старение, позволяют дать лишьсравнительную оценку защитных свойств покрытия. В задачу испытаний входит неопределение срока службы того или иного покрытия, а сопоставительная оценка иотбор наиболее стойких покрытий, способных в течение длительного временисохранять защитные свойства в эксплуатационных условиях.

4 Стендовыеиспытания защитного покрытия на старение включают следующие основные видыиспытаний:

- натермостойкость;

- натермовлагостойкость;

- навоздействие агрессивных сред;

- навоздействие блуждающих токов.

Дополнительнопокрытие может быть подвергнуто испытаниям на истирание, в случае если онопредназначено к применению в бесканальных прокладках тепловых сетей.

5 Стендовыеиспытания защитного антикоррозионного покрытия включают два этапа:предварительные (оценочные) испытания и испытания по полной программе.

Предварительные(оценочные) испытания предусматривают проверку термостойкости защитногопокрытия в сушильных шкафах (термостатах) и термовлагостойкости в гигростатах.Испытания проводятся на плоских образцах.

Испытаниям пополной программе подвергаются защитные покрытия, удовлетворительно выдержавшиеоценочные испытания.

6 В основурасчета режима испытаний на термостойкость по полной программе положеннаиболее распространенный температурный график работы водяных тепловых сетей150/70 °С и продолжительность стояния минимальных температур наружного воздуха,характерная для средней полосы европейской части России. Анализклиматологических данных показывает, что продолжительность работы водянойтепловой сети с максимальной температурой теплоносителя 147-150 °С для среднейполосы составляет, в среднем, около 60 ч в год. За период расчетного срокаслужбы тепловой сети продолжительность работы тепловой сети с максимальнойтемпературой теплоносителя составляет ~1500ч. Для ужесточения условий испытаний защитного покрытия на термостойкостьпродолжительность испытаний принята на 25 % больше - 1875 ч, а температураравной 150 °С.

Испытания натермостойкость проводятся на моделях труб с тепловой изоляцией и на плоскихобразцах без тепловой изоляции. Режим испытаний предусматривает периодические(один раз в сутки) снижения температуры до 20-25 °С.

Проверказащитного покрытия на термостойкость проводится на 10 моделях труб, имеющихвнутренний электрообогрев. Осмотр покрытия производится через 500, 1000, 1500 и1875 ч. При каждом осмотре две трубы снимаются с дальнейших испытаний, с нихудаляется тепловая изоляция, и защитное покрытие подвергается осмотру, прикотором определяется изменение внешнего вида покрытия, фиксируется наличие ихарактер разрушений, проверяется сплошность и адгезия, дается общая оценкасостояния покрытия на момент осмотра.

Параллельно сиспытаниями на моделях труб термостойкость покрытия проверяется на плоскихобразцах без тепловой изоляции. Основной задачей этих испытаний являетсяпроверка изменения физико-механических показателей покрытия при длительномвоздействии тепла при высоких температурах. Режим испытаний на плоских образцаханалогичен режиму испытаний на моделях труб; продолжительность испытанийсоставляет 1875 ч. Осмотр и определение физико-механических показателейпроизводится через каждые 250 ч. На всех образцах проверяется сплошностьзащитного покрытия, измеряется удельное объемное электрическое сопротивление(УОЭС). При осмотрах с испытаний снимается 5 образцов, на которых проверяетсяударная прочность, адгезия, гибкость.

7Продолжительность испытаний защитного покрытия на термовлагостойкость пополной программе определяется из расчета двух полных увлажнений тепловойизоляции в год (это соответствует весеннему и осеннему периодам работы тепловойсети), что за расчетный срок службы тепловой сети, принятый равным 25 годам,составляет 50 циклов "увлажнение-сушка". Испытания проводятся намоделях труб с тепловой изоляцией. При испытаниях продолжительность одногоцикла увлажнения и последующего высыхания тепловой изоляции, нанесенной наобразец, принята равной одной неделе. Полное увлажнение тепловой изоляции намоделях труб достигается погружением образцов в сосуды с водой.

Для испытанийна термовлагостойкость принята температура 75 °С, при которой в условиях подземныхпрокладок тепловых сетей скорость коррозии стальных трубопроводов достигаетмаксимального значения.

Испытаниязащитного покрытия на термовлагостойкость проводится параллельно на 10 моделяхтруб и на плоских образцах. Осмотры защитного покрытия на моделях трубпроизводятся через 5, 10, 15...50 циклов. При каждом осмотре с испытанийснимаются и освобождаются от тепловой изоляции две трубы. При осмотреопределяется изменение внешнего вида покрытия, наличие и характер разрушенийпокрытия, отмечается наличие и характер коррозии металла под покрытием,проверяется сплошность и адгезия покрытия, дается общая оценка состоянияпокрытия на момент осмотра.

Параллельно сиспытаниями на моделях труб термовлагостойкость покрытия проверяется на плоскихобразцах без тепловой изоляции. В задачу этих испытаний входит определениеизменений физико-механических показателей покрытия при одновременномвоздействии на него тепла и влаги. Режим испытаний на плоских образцаханалогичен режиму испытаний на моделях труб. Суммарная продолжительностьиспытаний покрытия на термовлагостойкость в гигростате на плоских образцахсоставляет 1500 ч. Осмотр и оценка состояния покрытия на образцах производитсячерез каждые 200 ч. На всех образцах проверяется сплошность покрытия, измеряетсяУОЭС; на части образцов проверяется ударная прочность и адгезия.

8 Испытаниязащитного покрытия на стойкость к воздействию агрессивных средпроводятся в растворе соляной кислоты со значением водородного показателя рН,равного 2,5, в растворе едкого натра со значением рН, равным 10,5, и в 3 %-номрастворе хлористого калия. Продолжительность испытания в каждой из средпринимается равной 3000 ч. Испытания проводятся при комнатной температуре.Осмотр образцов производится через 250-500-1000-1500 ... 3000 ч.

9 Испытания подвоздействием приложенных электрических потенциалов проводятся при значенияхпотенциалов, равных плюс 0,5 В; плюс 1,0 В; минус 0,5 В; минус 1,0 В.Продолжительность испытаний при каждом из указанных режимов составляет 1500 ч.Испытания проводятся при комнатной температуре. В качестве электролита прииспытаниях применяется 3 %-ый раствор хлористого калия. Осмотр образцовпроизводится через 250-500-1000-1500 ч.

10 Припроведении стендовых испытаний защитного покрытия отклонения от заданныхрежимных параметров должны быть не более:

по температурепри испытаниях на термостойкость - 5 °С;

по температурепри испытаниях на термовлагостойкость ± 5 °С;

по водородномупоказателю рН при испытаниях в кислых и щелочных средах ±0,5;

по напряжениюпри испытаниях с приложенными электрическими потенциалами ±0,05 В.

11 Послеполного цикла стендовых испытаний защитное антикоррозионное покрытие должносохранять физико-механические показатели, приведенные в п. 5.7 настоящейТиповой инструкции.

12 Защитныеантикоррозионные покрытия, имеющие первоначальные (до начала испытаний)физико-механические показатели, не соответствующие указанным выше техническимтребованиям, стендовым испытаниям не подлежат.

13 Особенностииспытаний защитных антикоррозионных покрытий для условий применения вбесканальных прокладках теплопроводов, а также силикатноэмалевых покрытий,подробно освещены в [7].

Для испытанийсиликатноэмалевых покрытий, для которых в связи с технологическимиособенностями их нанесения не представляется возможным подготовить типовыеобразцы (модели труб с фланцами и пластины), образцы изготавливаются изстальных эмалированных труб диаметром 325/310 мм.

Режимыиспытаний и схемы установок для испытаний силикатноэмалевых покрытий указаны в[7].

Защитныеантикоррозионные покрытия, предназначенные для применения в бесканальныхпрокладках тепловых сетей, должны быть подвергнуты испытаниям на истирание.Испытания проводятся на трубе диаметром 108x4 мм длиной 1500 мм. В трубе прииспытаниях создается циркуляция воды с температурой 70-80 °С. Продолжительностьиспытания составляет 500 ч.

Покрытиядолжны сохранять защитные свойства после поступательно-возвратных перемещенийтрубы с покрытием при суммарной длине перемещений 250 м, под нагрузкой на трубуот давления грунта 2300 кгс/м2. В качестве грунта применяется смесьречного песка с 10-15 % (по массе) гравийно-щебеночных включений.

Осмотрпокрытия производится после полного срока испытаний. При осмотре контролируетсясплошность и измеряется толщина покрытия в закоординированных точках.

 

 

ПриложениеЕ

 

Рекомендациипо применению защитных антикоррозионных покрытий при проведениистроительно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ на тепловых сетях

 

Целесообразностьприменения того или иного защитного покрытия определяется назначением*теплопровода и видами проводимых работ, которые направлены на обеспечениеэксплуатационной надежности тепловых сетей (таблица Е.1).

 

Таблица Е.1

 

Виды работ, проводимых на тепловых сетях

Назначение тепловых сетей и вид рекомендуемых покрытий

Магистральные тепловые сети

 

Сети центрального отопления

Сети горячего водоснабжения

Антикоррозионная защита вновь сооружаемых тепловых сетей

Лакокрасочные

Силикатноэмалевые**

Металлизационное**

Алюмокерамическое**

 

Лакокрасочные

Лакокрасочные

иликатноэмалевые**

Антикоррозионная защита при реконструкции тепловых сетей

Лакокрасочные

Силикатноэмалевые**

Металлизационное**

Алюмокерамическое**

 

Лакокрасочные

Лакокрасочные

иликатноэмалевые**

Антикоррозионная защита при текущем ремонте и ликвидациях повреждений тепловых сетей

Лакокрасочные

 

Лакокрасочные

Лакокрасочные

 

Примечания.

* В рамкахданной Типовой инструкции применяется следующее разделение тепловых сетей взависимости от их назначения:

магистральныетепловые сети, обслуживающие крупные жилые территории и группы промышленныхпредприятий - от источника тепла до центрального (ЦТП) или индивидуального(ИТП) теплового пункта;

квартальные(распределительные)тепловые сети (системы горячего водоснабжения и системыцентрального отопления), обслуживающие группу зданий или промышленноепредприятие - от центрального (ЦТП) или индивидуального (ИТП) теплового пунктадо присоединения к сетям отдельных зданий.

** Приприменении данных покрытий требуется последующая антикоррозионная защитасварных соединений и элементов трубопроводов тепловых сетей лакокрасочнымиматериалами.


ПриложениеЖ

 

АКТ

приемкизащитного антикоррозионного покрытия.

 

г. _____________                                                                                 "___"____________200 __ года

Объект_________________________________________________________________________

Комиссия всоставе представителей:

строительно-монтажнойорганизации _______________________________________________

________________________________________________________________________________

(наименованиеорганизации, должность, инициалы, фамилия)

Заказчика_______________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

(наименованиеорганизации, должность, инициалы, фамилия)

Генеральногоподрядчика _________________________________________________________

________________________________________________________________________________

(наименованиеорганизации, должность, инициалы, фамилия)

составиланастоящий акт о нижеследующем:

1. ______________________________________________________________________________

(наименованиесооружения, строительных конструкций, их краткая техническая характеристика)

2. ______________________________________________________________________________

(описаниевыполненного защитного покрытия)

3. Объемвыполненных работ ______________________________________________________

4. Дата началаработ ______________________________________________________________

5. Датаокончания работ ___________________________________________________________

Работывыполнены в соответствии с ППР, технологической инструкцией по нанесениюпокрытия и отвечают требованиям их приемки. Документация на покрытиепредставлена в полном (неполном) объеме.

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Качествовыполненных работ:

Толщинаантикоррозионного покрытия на трубопроводе

Подающий______________________________________________________________________

Обратный_______________________________________________________________________

Адгезияантикоррозионного покрытия к металлу трубопровода

Подающий______________________________________________________________________

Обратный_______________________________________________________________________

Сплошностьантикоррозионного покрытия

Подающий______________________________________________________________________

Обратный_______________________________________________________________________

Видимыедефекты антикоррозионного покрытия на трубопроводе

Подающий______________________________________________________________________

Обратный_______________________________________________________________________

Качествоантикоррозионного покрытия на трубопроводе проверил ______________________

________________________________________________________________________________

(ФИО,должность)

 

Представитель строительно-монтажной организации

 

Представитель Заказчика

 

Представитель Генерального подрядчика

 

 

 

Журналпроизводства антикоррозионных работ

 

Наименованиеобъекта ____________________________________________________________

Основание длявыполнения работ __________________________________________________

(договор,наряд)

Производительработ _____________________________________________________________

Начало_________________________________________________________________________

Окончание______________________________________________________________________

В журналепронумеровано _______________ страниц.

 

М.П.

Подпись администрации организации,

выдавшей журнал

 


Дата (число, месяц, год), смена

Наименование работ и применяемых материалов (пооперационно)

Объем работ

Температура во время выполнения работ, °С

ГОСТ, ОСТ, ТУ на применяемые материалы

Число нанесенных слоев и их толщина, мм

Температура, °С, и продолжительность сушки отдельных слоев покрытия, ч

Фамилия и инициалы бригадира (специалиста), выполнявшего защитное покрытие

Дата и номер акта освидетельствования выполненных работ

Фамилия, инициалы и подпись лица, принимающего покрытие

Примечание

На поверхности

Окружающего воздуха на расстоянии не более 1 м от поверхности

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


ПриложениеИ

 

Рекомендациипо применению средств ЭХЗ от наружной коррозии трубопроводов действующихтепловых сетей в зависимости от продолжительности эксплуатации теплопроводов вкоррозионноопасных условиях

 

Условный диаметр трубопровода, мм

Первоначальная толщина стенки трубы, мм

Предельная продолжительность эксплуатации теплопроводов в коррозионноопасных условиях, до которой целесообразно применение средств ЭХЗ* t, лет

100-200

3,5-6,0

2-3

300-400

6,0-7,0

3-4

500-700

7,0-8,0

4-5

800-1000

8,0-10,0

5-7

1200-1400

11,0-14,0

7-8

 

*Примечания.

1. Указанныепредельные значения приняты исходя из средней скорости наружной коррозии трубопроводовтепловых сетей 1,1 мм/год при непрерывном контакте поверхности трубопроводов сувлажненной теплоизоляцией.

2. Допускаетсякорректировка t в сторону увеличенияили уменьшения с учетом коррозионного состояния трубопроводов при условиипроведения их технического освидетельствования [8], анализа коррозионныхповреждений и вызывающих их факторов.

 

 

ПриложениеК

 

Блокипластин-индикаторов скорости коррозии

 

Прямая оценкавозможности коррозии может производиться с помощью блоков пластин-индикаторовтипа БПИ-1 и БПИ-2. Первые применяются на трубопроводах канальной прокладки сЭХЗ в пунктах установки вспомогательных электродов (ВЭ), вторые независимо отналичия или отсутствия ЭХЗ на участках прокладки трубопроводов в футлярах наповерхности трубопроводов внутри футляра, а также в тепловых камерах.

1. БПИ-1 (рис.К.1) состоит из двух пластин квадратной формы, изготовленных из стали ст.3толщиной 1,5¸2,0 мм, закрепленныхна диэлектрической пластине из фторопласта. Одна из пластин с помощью приваркиимеет контакт с трубопроводом. На рис. К.2 приведены схемы и зоны установкиБПИ-1 непосредственно на поверхности подающего и обратного трубопроводов.


Блокпластин-индикаторов БПИ-1 для инструментального контроля эффективности ЭХЗтрубопроводов тепловых сетей канальной прокладки

 

 

1- монтажная диэлектрическая пластина из фторпласта; 2 - контрольная пластинабез контакта с трубопроводом; 3 - то же, с контактом с трубопроводом; 4 -крепежный винт;

5- диэлектрическая втулка; 6 - участок электросварки пластины 3 с трубопроводом;

7- термостойкое антикоррозионное покрытие.

 

Рис.К.1

 

1.1 Количествоустанавливаемых БПИ-1 в зоне нижней образующей трубопроводов на участке «пятьчасов» (см. рис К.2) должно быть не менее двух.


Схемыустановки блоков пластин-индикаторов БПИ-1 на трубопроводах

 

а — зонаустановки блоков пластин-индикаторов;

б — вариантызон установки блоков пластин-индикаторов на подающем и обратном трубопроводах

 

 

1 -теплоизоляционная конструкция; 2 - блоки пластин-индикаторов; 3 - участкиприварки пластин-индикаторов к трубопроводу; 4 - трубопровод; 5, 6 - вариантызон установки блоков пластин-индикаторов на подающем и обратном трубопроводах

 

Рис.К.2

 

Кроме того, втом же сечении трубопровода (подающего или обратного) на его поверхности (илина поверхности теплоизоляционной конструкции) при постоянном отсутствии еезатопления также устанавливают один блок пластин-индикаторов. В случаях полногозатопления трубопровода в указанном сечении на поверхности еготеплоизоляционной конструкции устанавливают диэлектрическую прокладку, толщинакоторой должна исключать возможность затопления БПИ-1.

Установкауказанного БПИ-1 обусловлена необходимостью количественной оценки и характеравозможного протекания процесса атмосферной коррозии на поверхноститрубопроводов.

1.2 Одну изпластин каждого БПИ-1, устанавливаемых в районе нижней образующейтрубопроводов, присоединяют непосредственно к трубопроводу на точечной сваркеотводов от пластин-индикаторов (рис. К.2).

Отвод отпластин-индикаторов, устанавливаемых на верхней образующей трубопроводов,должен быть отогнут от поверхности трубы или удален, т.к. в указанной зоне индикаторыне должны иметь электрического контакта с трубопроводом или металлическойсеткой.

1.3 Послеустановки БПИ-1 их пластины обезжиривают ацетоном, промывают дистиллированной(или кипяченой) водой и удаляют влагу.

1.4 Составляютпротокол на установку БПИ-1 с указанием:

- пунктаустановки БПИ-1 с привязками;

- датыустановки;

- толщиныпластин-индикаторов dисх,измеренной после зачистки шлифовальной шкуркой микрометром типа МК с ценойделения 0,01 мм.

1.5 Дляустановления периода снятия (демонтажа) с трубопроводов БПИ-1 должнаконтролироваться (ориентировочно) суммарная продолжительность затопления канала(тепловой камеры) в зонах установки БПИ-1, при которой уровень воды достигаетнижней образующей трубопроводов.

1.6 Контрольналичия или отсутствия затопления канала в зоне установки БПИ-1 долженпроизводиться не реже двух раз в месяц, что совпадает с периодичностьютехнического осмотра катодных установок в соответствии с требованияминормативно-технической документации.

1.7 Времядемонтажа первого БПИ-1 определяется в зависимости от суммарнойпродолжительности затопления каналов (камер) до уровня установки БПИ-1.

Исходя извеличины средней скорости коррозии подающих трубопроводов тепловых сетей 1,1мм/год с теплоизоляционной конструкцией и 1,25 мм/год без теплоизоляционнойконструкции время демонтажа первого блока пластин-индикаторов должно наступитьчерез 350-400 дней суммарной продолжительности затопления БПИ-1.

Демонтажвторого блока БПИ-1 производят при суммарной продолжительности затопления600-650 дней.

1.8 Времядемонтажа может корректироваться на основе данных визуального осмотра БПИ-1,если осмотр дает достаточную информацию о коррозионном состоянии пластин.Например, если толщина продуктов коррозии на пластине, присоединенной ктрубопроводу, не превышает толщины слоя продуктов коррозии на пластине блока,установленного выше уровня затопления канала. В том случае, если толщина слояпродуктов коррозии превышает 1,5 мм, следует принять решение о демонтаже одногоБПИ-1.

1.9 БПИ-1,установленный в зоне нижней образующей трубопровода, отгибают от трубопровода,затем отпиливают ножовкой по металлу или срубают зубилом.

Блок,установленный в зоне отсутствия затопления трубопровода, освобождают открепления хомутом, затем снимают одну из пластин, устанавливают блок на прежнееместо и закрепляют его хомутом.

1.10 Влабораторных условиях поверхности пластин с помощью деревянного шпателя очищаютот рыхлых продуктов коррозии и подвергают катодному травлению в 8 %-номрастворе гидрата окиси натрия при плотности тока 15-20 А/дм2 дополного удаления продуктов коррозии.

Катодноетравление производят в эмалированной емкости с размерами 200x150x80 мм иобъемом электролита 2,0-2,5 л, где размещают одну или две пластины (катод) истальную пластину (анод). К пластинам-индикаторам подключают отрицательныйполюс источника постоянного тока, к пластине-аноду - положительный полюс. Приустановке силы тока в цепи «анод-катод» следует учитывать общую площадьпластин-индикаторов.

После удаленияпродуктов коррозии пластины-индикаторы промывают дистиллированной водой ивысушивают.

1.11 Оценкукоррозионного состояния пластин-индикаторов производят путем измеренияостаточной толщины пластин и глубины их коррозионных повреждений (язвы, каверны,питтинги).

Измеренияостаточной толщины пластин dостпроизводят с помощью микрометра типа МК с ценой деления 0,01 мм. Глубинулокальных коррозионных повреждений L определяют с помощью прибора -глубиномера игольчатого типа с ценой деления 0,01 мм.

1.12 Вычисляютуменьшение толщины пластины-индикатора вследствие атмосферной коррозии поразности начальной (исходной) и остаточной толщины пластины-индикатора 1,снятой с блока пластин-индикаторов, располагавшегося в зоне, не подвергавшейсязатоплению трубопровода по формуле (К.1):

D(1) = d(1)исх - d(1)ост,мм                                                   (К.1)

1.13 Вычисляютуменьшение толщины пластины-индикатора 2, не имевшей электрического контакта струбой, вследствие атмосферной коррозии в периоды отсутствия затоплениятрубопровода и коррозии в результате ее контакта с водой при затоплениитрубопровода по формуле (К.2):

D(2) = d(2)исх - d(2)ост,мм                                                   (K.2)

1.14 Вычисляютмаксимальную глубину проникновения коррозии на пластине-индикаторе 2 по формуле(К.3):

L(2)макс = D(2) + L(2)макс.изм,мм                                               (К.3)

где L(2)макс.изм - измеренная величинаглубины проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно d(2)ост, мм.

1.15 Вычисляютпо формуле (К.4) уменьшение толщины пластины-индикатора 3, имевшейэлектрический контакт с трубой, вследствие атмосферной коррозии, в периодыотсутствия затопления трубопровода, а также вследствие отключения станциикатодной защиты или недостаточной эффективности ее действия при наличиизатопления трубопровода:

D(3) = d(3)исх - d(3)ост,мм                                                   (К.4)

1.16 Вычисляютмаксимальную глубину проникновения коррозии на пластине-индикаторе 3 по формуле(К.З):

L(3)макс = D(3) + L(3)макс.изм,мм                                               (К.5)

где L(3)макс.изм - измеренная величинапроникновения коррозии с помощью глубиномера относительно d(3)ост, мм.

1.17 ДействиеЭХЗ трубопроводов (при отсутствии отказов в работе ЭХЗ) может быть признаноэффективным, если полученные значения D(3)не превышают значения D(1) более,чем на 50%, а значение L(3)макссоставляет не более 20% от значения L(2)макс.

Указанныедопущения обусловлены возможностью протекания процесса коррозии на уровневатерлинии при действии средств ЭХЗ.

1.18 Передустановкой БПИ-1 на действующих теплопроводах, а также перед проведениемвизуального обследования и демонтажа блоков пластин-индикаторов следуетотключать станции катодной защиты.

2 Сущностьметода прямой оценки возможности коррозии с применением БПИ-2 заключается втом, что с помощью набора пластин-индикаторов, имеющих разные толщины,оценивается порядок скорости коррозии, как при наличии, так и при отсутствиисредств ЭХЗ трубопроводов в месте установки БПИ-2 по времени от момента егоустановки до потери продольной электропроводимости пластин в результатекоррозии.

2.1 БПИ-2(рис. К.3) состоит из трех пластин, изготовленных из стали Ст.3 толщиной 0,3;0,4 и 0,5 мм, рабочей длиной около 20 мм и шириной по 2 мм. Расстояние междупластинами 2 мм.

Пластины-индикаторы2 с помощью пайки или контактной сварки укреплены на контрольной пластине 1. Ксвободным концам пластин-индикаторов и контрольной пластине присоединеныизолированные проводники 3. БПИ-2 вмонтирован в пластмассовый корпус такимобразом, что внутренние поверхности пластин изолированы от внешней среды.

БПИ-2 можетбыть установлен непосредственно на поверхности трубопровода илитеплоизоляционной конструкции (рис. К.4), либо на корпусе стационарногомедносульфатного электрода сравнения типа ЭСН-МС или ЭНЕС-1 (рис. К.5).

 

Блокиндикаторов БПИ-2 (без корпуса)

1- контрольная пластина; 2 - пластина-индикатор; 3 - контрольные проводники; 4 -указатель толщины пластины-индикатора.

 

Рис.К3

 

2.2 В обоихвариантах установки проводники от пластин БПИ-2, трубопровода и (во второмварианте установки) от электрода сравнения присоединяются к специальномуклеммнику, располагаемому либо в горловине фальшколодца, КИПе, либо вметаллическом корпусе на стене здания. Схема клеммника с присоединенными к немуконтрольными проводниками, приведена на рис. К.4 и рис. К.5. Электроперемычкамежду контрольными проводниками от трубопровода (клемма «Т») и от контрольныхпластин размыкается лишь на период измерений потенциала трубопровода.

 

Схемаконтроля электропроводимости индикаторов при установке блока индикаторов БПИ-2на поверхности трубопровода

 

 

1- блок индикаторов; 2 - крепежный хомут; 3 - защитная трубка; 4 - клеммник;

5- контрольные проводники от трубопровода, контрольной пластины блокаиндикаторов, пластин-индикаторов; 6 - омметр.

 

Рис.К.4

 

2.3 Методикаизмерений на месте установки БПИ-2 сводится к определению электросопротивленияв цепях «индикаторы - трубопровод» с помощью омметра (например, мультиметратипа 43313.1) и не зависит от способа установки БПИ-2 (на поверхноститрубопровода или на корпусе электрода сравнения).

2.4 Порядокизмерений:

Подключаютизмерительные провода к клеммам «КП» и «03».

Устанавливаютпереключатель мультиметра в положение, соответствующее измерению сопротивленияв диапазоне 0-200 Ом.

 

Схемаконтроля электропроводимости индикаторов и измерения потенциала трубопроводапри установке блока индикаторов БПИ-2 на стационарном электроде сравнения

 

 

1- стационарный медносульфатный электрод сравнения; 2 - блок индикаторов (датчикпотенциала) с толщиной пластин 0,3; 0,4; 0,5 мм; 3 - защитная трубка; 4 -клеммник в контрольно-измерительном пункте; 5 - прибор типа 43313.1; 6 -омметр; 7 - контрольные проводники от трубопровода, электрода сравнения,контрольной пластины блока индикаторов, пластин-индикаторов; 8 - электроперемычка.

 

Примечание.При использовании прибора типа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют кклемме прибора

Рис.К.5

 

Подключаютизмерительные провода к гнездам мультиметра для измерений электросопротивления,например: VW/C и */ ИЭ в приборе43313.1.

Включаетмультиметр, например, 43313.1 - нажатием кнопки 1/0. При этом на ЦОУ (цифровомотсчетном устройстве) должна появиться индикация.

Значениесопротивления менее и более 10 Ом свидетельствует о том, что пластина толщиной0,3 мм, соответственно, не разрушена и разрушена. Если пластина толщиной 0,3 ммразрушена, аналогичные измерения проводят на пластинах толщиной 0,4 и 0,5 мм.Если разрушена и пластина толщиной 0,4 мм, измерения продолжают на пластинетолщиной 0,5 мм.

2.5 Измеренияв местах, где установлены БПИ-2, начинают в день установки БПИ-2 и далее спериодичностью в 6 месяцев.

Послесрабатывания одной из пластин-индикаторов на данном КИП измерительные работыпроизводятся через каждые 2 месяца.

2.6Определение скорости коррозии (К) после фиксации коррозионногоразрушения пластины-индикатора производится по формуле (К.6):

К» (365 · d)/ t, мм/год                                                 (К.6)

где: d - толщина пластины, мм;

t - число суток от момента установки блокаиндикаторов до первой фиксации разрушения индикаторов, сут.

Примечание.При срабатывании более одной пластины в расчете К принимается d пластины, имеющей большую толщину.

2.7 Присрабатывании всех пластин-индикаторов в тех случаях, когда осуществлялась ЭХЗ спомощью протекторов стержневого типа, установленных в зазоре междутрубопроводом и футляром, необходима замена протекторов. В случаях отсутствиясредств ЭХЗ следует предусмотреть (при наличии технической возможности)установку протекторов в зазоре между трубопроводом и футляром.

 

 

ПриложениеЛ

 

Примерныерасчетные схемы размещения и количества магниевых протекторов стержневого типав сечении трубопровода

 

Дн, мм

Количество протекторов

Примечание

При затоплении трубопровода до осевой линии

При полном затоплении трубопровода

426

530

 3

 4

На поверхности трубопровода с защитным диэлектрическим покрытием

630

720

 3

 5

 

530

 3

 5

На поверхности трубопровода без защитного покрытия

630

720

 3

 7

 

530

630

 2

 6

На поверхности изоляционной конструкции трубопровода без защитного покрытия

720

820

 4

 8

 

Рис. Л.1

Примечание. Полный альбом расчетных схем смотри в «Типовом проекте по электрохимической защите от наружной коррозии на локальных участках» (СКТБ ВКТ филиал АО «Мосэнерго»)

 

 

ПриложениеМ

 

Рекомендациипо определению расчетным методом параметров ЭХЗ вновь сооружаемых иреконструируемых тепловых сетей канальной и бесканальной прокладок присовместной защите подземных сооружений различного назначения

 

1 Приопределении параметров ЭХЗ за основной расчетный параметр принимается средняяплотность защитного тока, представляющая собой отношение значения тока защитнойустановки к суммарной поверхности трубопроводов, защищаемых данной установкой.

2 Исходнымиданными для расчета параметров катодной защиты являются техническиехарактеристики (диаметр, протяженность) защищаемых подземных сооружений, атакже удельное электрическое сопротивление грунта по трассе вновь сооружаемыхтепловых сетей.

3 Площадьповерхности (м2) каждого из трубопроводов, которые имеют между собойсоединения, обеспечивающие электрический контакт, либо соединяемые специальнымиперемычками, определяется по формуле:

, мм2                                                (М.1)

где di - диаметр трубопровода, мм;

li- длина участка трубопровода, имеющего диаметр di, м.

По формуле(М.1) определяют площади поверхности трубопроводов тепловых сетей, проложенныхв каналах, Sтеп, газопроводов Sг,водопроводов Sв. Поверхность трубопроводов тепловых сетейбесканальной прокладки суммируется с поверхностью водопроводов, поэтому здесь иниже величина Sтеп относится кдействующим трубопроводам тепловых сетей канальной прокладки.

Суммарнаяплощадь поверхности всех совместно защищаемых трубопроводов, в т.ч. вновьсооружаемых (или реконструируемых трубопроводов тепловых сетей бесканальнойпрокладки), электрически связанных между собой, равна:

                                                   (M.2)

4 Доляповерхности каждого из трубопроводов в общей массе подземных сооружений, %,определяется по формулам:

трубопроводовтепловых сетей

;                                                         (М.3)

водопроводов

;                                                         (М.4)

газопроводов

;                                                         (М.5)

5 Плотностьповерхности каждого из сооружений, приходящуюся на единицу поверхноститерритории (зоны защиты), м2/га, определяется по формулам:

трубопроводовтепловых сетей

;                                                              (М.6)

газопроводов

;                                                             (М.7)

водопроводов

;                                                             (М.8)

где Sтер- площадь территории, занимаемой защищаемыми сооружениями, га.

6 Средняяплотность тока, необходимая для защиты трубопроводов, определяется по формуле:

j= 30 - (100в + 128с + 34d + 3е + 0,6f + 5r) · 10-3, мА/м2,                (М.9)

где r - удельное электрическое сопротивлениегрунта, Ом·м.

7 Еслизначение средней плотности защитного тока, полученное по формуле (М.9), менее10 мА, то в дальнейших расчетах следует принимать j= 10 мА/м2.

8 Значениесуммарного защитного тока, который необходим для обеспечения катоднойполяризации подземных сооружений, расположенных в данной зоне, равно:

Iзащ = 1,3 · j · SS,А                                                       (М.10)

9 Выборспособа ЭХЗ производится из условий наличия опасности коррозии вновьсооружаемых трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки и смежныхсооружений. При прокладке тепловых сетей в грунтах высокой коррозионнойагрессивности и при значительном удалении от рельсовой сетиэлектрифицированного транспорта, работающего на постоянном токе (более 200 м),ЭХЗ целесообразно осуществлять с помощью преобразователей для катодной защиты.

Числопреобразователей определяется из соотношения:

n= Iзащ / Iпр,                                                            (М.11)

где Iзащ - значение тока защиты, найденное поформуле (М.10);

Iпр - номинальное значение выходного токапреобразователя, А.

Приопределении числа преобразователей следует учитывать условия оптимальногоразмещения анодных заземлителей (наличие площадок, удобных для размещения заземлителей),наличие источников питания и т.д.

10 Послеразмещения преобразователей на совмещенном плане необходимо произвести расчетзоны действия каждого из них.

Радиусдействия преобразователя определяют по формуле:

,м                                               (М.12)

где Iпр - ток преобразователя, для которогоопределяется радиус действия, А;

j -плотность защитного тока, А/м2;

К -удельная плотность подземных сооружений

                                                            (М.13)

11 Еслиплощади окружностей, радиусы которых соответствуют радиусам действияпреобразователей (М. 12), а центры находятся в точках размещения АЗ, неохватывают всей необходимой зоны защиты, следует изменить либо местарасположения катодных установок, либо значения их токов защиты и вновьвыполнить проверку, указанную в п. 9.

12 Типпреобразователя для катодной установки выбирается с таким расчетом, чтобыдопустимое значение напряжения было на 30% выше расчетного с учетомперспективного развития сети трубопроводов, старения защитных покрытий и АЗ.

13 Выбороптимальных параметров анодного заземлителя следует производить согласнорекомендациям п.7.8.5 настоящей Типовой инструкции.

14 В случаяхсближения подземных трубопроводов с рельсовой сетью электрифицированныхжелезных дорог, работающих на постоянном токе (на участках с устойчивымиотрицательными потенциалами рельсов относительно земли), или с рельсовой сетьютрамвая (имеющей устойчивый отрицательный или знакопеременный потенциал),применяется усиленный автоматический электродренаж.

15 Радиусдействия одного усиленного дренажа может быть ориентировочно определен поформуле:

,м                                              (М.14)

где Iдр - среднее значение тока усиленногодренажа, А;

j -плотность защитного тока, А/м2;

К -удельная плотность подземных сооружений, определяемая по формуле (М.13).

16 Токэлектродренажа определяется по формуле:

,А                                              (М.15)

где Uдр - номинальное напряжение на выходедренажной установки, В;

Rкаб - сопротивление дренажного кабеля, Ом;

0,05 - входноесопротивление защищаемых трубопроводов, Ом.

17 Участкитрубопроводов за пределами радиуса действия усиленного дренажа защищаются спомощью преобразователей для катодной защиты.

 

 

ПриложениеН

 

Таблица Н.1 -Технические характеристики токопроводящих эластомеров для распределенныхзаземлителей

 

Наименование параметров

Тип электрода

электрод штыревого типа ЭР-1

электрод кабельного типа ЭР-5

электрод кабельного типа ЭР-6

электрод кабельного типа ЭР-6М

Скорость анодного растворения, кг/А·год

0,5

0,3

0,3

0,5

Допускаемая токовая нагрузка, А

0,5-0,8

на 1 электрод

0,7-0,9

на 1 п.м.

0,4

на 1 п. им

0,4

на 1 п.м.

Длина, м

1,67

56

120

 

Диаметр, мм

47

45

30

40

Масса, кг

5

-

-

 

 

Таблица Н.2 -Технические характеристики электродов из ферросилидов для анодных заземлителей

 

Наименование параметров

Тип электрода анодного заземлителя

АЗМ-ЗХ

ЭЖК-1000

Максимальный рабочий ток на 1 электрод, А

5

5

Длина электрода, м

1,5

1,0

Диаметр, мм

65

65

Масса, кг

35

23

 

 

ПриложениеП

 

Схемаразмещения в тепловом канале распределенных анодных заземлителей стержневоготипа, расположенных перпендикулярно оси трубопроводов

 

 

1- электроды АЗ стержневого типа; 2 - вспомогательные электроды; 3 -трубопровод;

4- распределительный кабель; 5 - КИП у станции катодной защиты; 6 -электроперемычка;

7- станция катодной защиты (преобразователь); 8 - КИП; 9 - уровень затопленияканала;

10- диэлектрические опоры.

 

Рис.П.1


Схемаразмещения в тепловом канале распределенных анодных заземлителей катодного типаиз токопроводящих эластомеров или стальных трубопроводов

 

 

1- электроды АЗ*; 2 -- вспомогательные электроды; 3 - трубопровод; 4 -распределительный кабель; 5 - КИП у станции катодной защиты (СКЗ); 6 -электроперемычка; 7 - СКЗ (преобразователь); 8 - КИП; 9 - уровень затопленияканала; 10 - диэлектрические опоры;

11- электроперемычка между электродами АЗ.

 

Рис.П.2


Схемарасположения в тепловом канале распределенных анодных заземлителей стержневоготипа из ферросилидов, укладываемых вдоль канала

 

 

1- электроды АЗ стержневого типа*; 2 - вспомогательный электрод; 3 -трубопровод;

4- распределительный кабель; 5 - КИП у станции катодной защиты 6 -электроперемычка;

7- станция катодной защиты (преобразователь); 8 - КИП; 9 - уровень затопленияканала:

10- диэлектрические опоры.

 

* Количествосекций электродов в сечении канала и их расположение определяется расчетнымметодом.

 

Рис.П.3

 


ПриложениеР

 

Схемарасположения протекторов в тепловом канале

 

 

1- магниевые протекторы; 2 - вспомогательный электрод; 3 - трубопровод;

4- распределительный кабель; 5 - КИП; 6 - электроперемычка; 7 - магниевыепротекторы стержневого типа; 8 - диэлектрические опоры.

 

Рис.Р.1

 

 

ПриложениеС

 

Таблица С.1 -Технические данные магниевых гальванических анодов (без активаторов)

 

Тип анода

Габаритные размеры, мм

Масса, кг

В сечении

Длина

ПМ-5

75 х 100

500

5,0

ПМ-10

100 х 130

600

10,0

ПМ-20

155 х 175

610

20,0

ПМ-2,7

50 x 55

540

2,68

 


ПриложениеТ

 

Стационарныемедносульфатные электроды длительного действия

 

1.Стационарные медносульфатные электроды длительного действия типа ЭНЕС и ЭСН-МС(рис. Т.1) состоят из пластмассового корпуса 1, заполненного в заводскихусловиях электролитом 2, незамерзающим при температуре окружающей среды доминус 40 °С, медного стержня 3, ионообменной мембраны 4 (одной или двух) сзащитной сеткой 5, предохранительной трубки 6 с проводниками 7 от медногостержня 3 и наконечников 9. Электроды оснащены датчиком потенциала 8, представляющимсобой пластину из ст.3 размером 25 х 25 мм, вмонтированную в пластмассовоегнездо, закрепленное на корпусе электрода.

2. Основныепараметры и размеры электрода ЭНЕС и ЭСН-МС следующие:

Переходное электрическое сопротивление электрода, кОм, в пределах

0,2¸15

Потенциал по отношению к хлорсеребряному электроду, мВ

120±30

Диаметр корпуса внутренний, мм, не более

83

Количество электролита в корпусе, см3

290¸300

Длина проводников, мм

2000¸3000

Масса электрода полная, кг, не более

0,65

 

3. Таблица Т.1- Состав незамерзающего электролита для заполнения электродов ЭНЕС и ЭСН-МС

 

Обозначение документа

Наименование составной части, единица измерения

Величина

ГОСТ 6709-72

Вода дистиллированная, см3

200 ±3

ГОСТ 4165-78*

Медь сернокислая хч или чда, растворяемая в воде, г

65 ±1,5

 

Сухой порошок сернокислой меди, г

30 ± 1,5

ГОСТ 19710-83Е

Этиленгликоль первого или высшего сорта, см3

100,0 ± 1,5


Стационарныймедносульфатный электрод сравнения типа ЭСН-МС или ЭНЕС-1

 

 

1- корпус; 2 - электролит; 3 - стержень из красной меди; 4 - ионообменнаямембрана;

5-защитная сетка; 6 - предохранительная трубка; 7 - проводники; 8 - датчикпотенциала;

9-наконечники.

Примечание.При контроле эффективности ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей датчик потенциалане используется.

 

Рис.Т.1

 

 

ПриложениеУ

 

Рекомендуемыеформы приемо-сдаточной документации

 

АКТ

приемкистроительно-монтажных работ

____________________                                                                              «__»___________ 200 _г.

(регион)

По адресу______________________________________________________________________.

Работывыполнены по проекту ____________________________________________________.

(наименованиеорганизации и № проекта)

Мы,нижеподписавшиеся:

От Заказчика ____________________________________________________________________

(должность,фамилия)

От эксплуатирующейорганизации __________________________________________________

(должность,фамилия)

Отстроительной организации _____________________________________________________

(должность,фамилия)

Оттехнического надзора __________________________________________________________

(должность,фамилия)

От проектнойорганизации ________________________________________________________

(должность,фамилия)

составилинастоящий акт в том, что_________________________________________________

____________________________________________выполнены в соответствии с проектом.

Комиссии былипредъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ:

1. Кабельныепрокладки

а) кабель отпреобразователя до АЗ марки __________________ уложен в траншее на глубине ____м, длиной ______ м и защищен ___________________________________________________

________________________________________________________________________________

(покрыткирпичом, в трубах и т.д.)

По стенездания __________________________________________________________________

(способпрокладки, марка кабеля и длина)

В подвалездания ________________________________________________________________

(способпрокладки, марка кабеля и длина)

б) кабель отпреобразователя до КУ марки _________ уложен в траншее на глубине ____ м,длиной ______ м и защищен __________________________________________________________

________________________________________________________________________________

(покрыткирпичом, в трубах и т.д.)

По стенездания __________________________________________________________________

(способпрокладки, марка кабеля и длина)

В подвалездания ________________________________________________________________

(способпрокладки, марка кабеля и длина)

2. Анодноезаземление

Выполнено почертежу ___________________________________________________________

а) электродызаземления выполнены из _____________________________________________

(материал,профиль, сечение)

длиной ________м, в количестве _______ шт. ________________________________________

(собсыпкой или без обсыпки)

б) внутреннийэлектрод выполнен из ________________________________________________

(материал,профиль, сечение)

________________________________________________________________________________

(наличиеактиватора или обсыпки)

в) общеесопротивление растеканию ________________________________________________

3. Контактныеустройства

а) КУ на_________________ выполнено из __________________________________________

(видсооружения)

________________________________________________________________________________

(материал,сечение, профиль)

По чертежу №_______. Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Антикоррозионноепокрытие на защищаемом сооружении _____________________________

б) КУ на___________________ выполнено из ________________________________________

(видсооружения)

________________________________________________________________________________

(материал,сечение, профиль)

По чертежу №_______. Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Антикоррозионноепокрытие на защищаемом сооружении _____________________________

________________________________________________________________________________

4.Электромонтажные работы

1. Установка__________________________ питается от сети переменного тока напряжением

________ В,размещена ___________________________________________________________

________________________________________________________________________________

(место,метод крепления)

2.Электропроводка переменного тока выполнен ______________________________________

________________________________________________________________________________

(марка,сечение, длина кабеля, провод)

Монтажпроводки осуществлен ____________________________________________________

(пофасаду, подвале, в земле и т.д.)

Местоподключения ______________________________________________________________

Устройствоучета эл. энергии ______________________________________________________

3. Отключающееустройство выполнено _____________________________________________

4. Защитноезаземление выполнено по чертежу № _____________________________________

5.Сопротивление растекания защ. заземления ________________________________________

6.Электромонтажные работы выполнены в соответствии с актом приемки и сдачиэлектромонтажных работ ____________________________________________________________

5. Прочиеустройства

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

6. Замечанияпо строительно-монтажным работам

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Подписи:

От Заказчика

 

От эксплуатирующей организации

 

От строительной организации

 

От технического надзора

 

От проектной организации

 

 

 

АКТ

приемкии сдачи электромонтажных работ

 

_______________                                                                                        «___»___________ 200 _ г.

(регион)

Заказчик________________________________________________________________________

Объект_________________________________________________________________________

Комиссия всоставе:

От Заказчика

 

От электромонтажной организации

(должность, фамилия)

От эксплуатационной организации

(должность, фамилия)

 

(должность, фамилия)

Произведенапроверка и осмотр выполненных работ по ________________________________

1. К сдачепредъявлено ___________________________________________________________

2.Электромонтажные работы выполнены по проекту, разработанному и согласованному сТерриториальным Управлением «Госэнергонадзора» и «Энергосбыта»

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

3. Отступлениеот проекта _________________________________________________________

________________________________________________________________________________

4.Электромонтажные работы выполнены (оценка) ____________________________________

5. Оставшиесянедоделки __________________________________________________________

________________________________________________________________________________

непрепятствуют нормальной эксплуатации и подлежат устранению электромонтажнойорганизацией до ____________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

Электрооборудование,перечисленное в п. № 1 настоящего акта, считать принятым в нормальнуюэксплуатацию после пуско-наладочных работ.

К актуприлагается:

1. Протоколизмерения сопротивления изоляции кабелей.

2. Протоколизмерения полного сопротивления петли «Фаза-О».

3. Протоколпроверки наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементамиэлектрооборудования.

4. Протоколизмерения сопротивления растекания тока заземляющих устройств.

СДАЛ:________________                                                              ПРИНЯЛ__________________

 

 

АКТ

приемкив эксплуатацию контактных устройств, потенциалоуравнивающих перемычек и контрольно-измерительныхпунктов

(ненужноезачеркнуть)

 

г._____________                                                                                                         «__»______ 200 _г.

Комиссия в составе представителей:

 

От строительной организации

(должность, фамилия)

От технического надзора

(должность, фамилия)

От эксплуатационной организации

(должность, фамилия)

произвелаосмотр и проверку выполненных работ _____________________________________

________________________________________________________________________________

по адресу_______________________________________________________________________

натрубопроводе _________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Работывыполнены по проекту _____________________________________________________

В соответствиис типовым чертежом ________________________________________________

Глубиназалегания трубопровода ___________________________________________________

________________________________________________________________________________

КУ, ПТ, КИПоборудован _________________________________________________________

(электродомсравнения)

Привязкиуказаны на исполнительном чертеже _______________________________________

________________________________________________________________________________

Подписи:

Отстроительной организации                                                                   _________________

Оттехнического надзора                                                                             ________________

Заключение обисправности сдаваемого сооружения:

эксплуатационнаяорганизация, проводящая проверку ______________________________

_____________________________________________________________________________

проверкапроизводилась методом ________________________________________________

с помощьюприбора ___________________________________________________________

результатпроверки ____________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

 

Должность, Ф.И.О.

Подпись

Печать

«___» ______________ 200 ___ г.

 

АКТ

гидравлическихи электрических испытаний

изолирующихфланцев с условным проходом

Dy- ___________________________________

 

Испытанияизолирующего фланцевого соединения на прочность

 

«__»_______________ 200 __ г. проведено гидравлическое испытание изолирующегофланцевого соединения (№ ) на прочность давлением __________ МПа с выдержкой 10мин. с последующим осмотром.

При осмотредефектов и утечек не обнаружено.

Изолирующеефланцевое соединение испытание на прочность выдержано.

Производитель работ

 

Представитель ОТК

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

Испытанияизолирующего фланцевого соединения на плотность

 

«__»___________ 200 __ г. проведено гидравлическое испытание изолирующегофланцевого соединения (№ ____) на прочность давлением _____ МПа с выдержкой 5мин. с последующим осмотром и измерением падения давления по манометру.

Утечек ивидимого падения давления по манометру не обнаружено.

Изолирующеефланцевое соединение испытание на плотность выдержано.

Производитель работ

 

Представитель ОТК

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

Электрическиеиспытания изолирующего фланцевого соединения

(действительныв течение 3-х месяцев)

 

«__» _________200 __ г. проведены электрические испытания изолирующего фланцевого соединения(№ ____).

При испытаниив сухом помещении мегометром типа М-1101 при напряжении 1 кВ короткое замыканиене зафиксировано.

Измеренноесопротивление изолирующего фланцевого соединения _________

Изолирующеефланцевое соединение электрические испытания выдержало.

Послеустановки фланца на трубопровод тепловой сети вызвать представителяэксплуатационной организации для приемки.

Производитель работ

 

Представитель ОТК

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

Справка

О приемкеизолирующего соединения ___________________________________________ шт.

по_____________________________________________________________________________

(адрес)

Произведенапроверка исправности электроизолирующего соединения по вызову от

________________________________________________________________________________

(наименованиеорганизации)

Предприятие -изготовитель _______________________________________________________

Установкаизолирующего соединения выполнена по проекту № _________________________

________________________________________________________________________________

(наименованиепроектной организации)

Проверкапроизводилась методом __________________________________________________

с помощьюприбора ______________________________________________________________

При приемкепредставлены следующие документы:

а) актыгидравлических и электрических испытаний;

б)эскизтрубопровода.

Результатыпроверки _____________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Заключение_____________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Представительэксплуатационной организации

Должность_______________                                               Подпись_______________________

(Ф.И.О.)

«__» __________________200 __ г.

 

АКТ

приемкистроительно-монтажных работ гальванической (протекторной) защиты

 

_________________                                                                                  «__»____________ 200 __г.

(регион)

Работы позащите ________________________________________________________________

(наименованиесооружения)

по адресу__________________________________________ выполнялись по проекту №_____

(наименованиеорганизации, обозначение проекта)

Мы,нижеподписавшиеся:

От Заказчика ____________________________________________________________________

(должность,фамилия)

Отэксплуатирующей организации __________________________________________________

(должность,фамилия)

Отстроительной организации ______________________________________________________

(должность,фамилия)

Оттехнического надзора __________________________________________________________

(должность,фамилия)

От проектнойорганизации ________________________________________________________

(должность,фамилия)

составилинастоящий акт в том, что _________________________________________________

______________________________выполнены в соответствии с проектом.

Комиссии былипредъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ:

1.Гальванические аноды (протекторы)

а) типа _________длиной __________ мм, массой _________ кг в количестве _________ шт.,

установленыгруппами по ____ шт. в каждой. Общее количество групп ________;

б) расстояниемежду гальваническими анодами (протекторами) в группах _________ м.

Расстояниемежду гальваническими анодами (протекторами) и защищаемым сооружением:

в 1-ой группе________ м, во 2-ой группе _________ м, в 3-ей группе ______ м;

в) глубиназаложения гальванических анодов (протекторов) в скважинах (шурфах) _______ м споверхности до верха протектора.

2. Кабельныепрокладки

Соединительнаямагистраль в группах выполнена кабелем _____________________________

сечением_____________ в траншеях глубиной _____________ м, длиной ______________ м.

и защищена_____________________________________________________________________

(покрытакирпичом, в трубах и т.д.)

Проводники отгальванических анодов (протекторов) к общей магистрали выполнены проводом марки________________, способ соединения проводника с магистралью

________________________________________________________________________________

(зажимы,скрутки, термитная сварка)

Местаприсоединения изолированы от земли _________________________________________

________________________________________________________________________________

(способизоляции)

3. Контактныеустройства

Контакт с___________________________________________________ выполнен по типовому

(видсооружения)

чертежу(нормали) _______________________________________________________________

(обозначениедокумента)

путем__________________________________________________________________________

(сварки,болтового присоединения)

4. Прочие узлы

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

5. Замечанияпо строительно-монтажным работам

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

 

Подписи:

От Заказчика

 

От эксплуатирующей организации

 

От строительной организации

 

От технического надзора

 

От проектной организации

 

 

 

 

АКТ

приемкив эксплуатацию установок электрохимической защиты

врайоне ____________________________________________

 

г. _______________                                                                              «__»_______________ 200 _г.

Комиссия всоставе представителей:

От Заказчика

 

От строительной организации

(должность, фамилия)

От эксплуатационной организаций

(должность, фамилия)

От проектной организации

(должность, фамилия)

От технического надзора

(должность, фамилия)

От Госэнергонадзора

(должность, фамилия)

 

(должность, фамилия)

Ознакомившисьс технической документацией, установила следующее:

1. УстановкиЭХЗ построены по проекту

________________________________________________________________________________

2.Техдокументация согласована со всеми заинтересованными организациями беззамечаний.

3.Характеристика установок ЭХЗ

№ п/п

Адрес установки защиты

Тип установки защиты

Тип преобразователя

Тип блока совместной защиты

Анодное заземление

м

шт.

 

 

 

 

 

 

 

4. Параметрыустановок ЭХЗ

№ п/п

Ток (А)

Напряжение (В)

Сопротивление растеканию (см)

Токи в электроперемычках и протяженность защищаемых сооружений

Газопровод

Водопровод

Кабели связи

Теплопровод

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Замечанияпо проекту, монтажу, наладке

________________________________________________________________________________

6. Комиссияпостановила принять в эксплуатацию установки ЭХЗ с _____ года.

Подписи:

От Заказчика

 

От строительной организации

 

От эксплуатационной организации

 

От проектной организации

 

От технического надзора

 

От Госэнергонадзора

 

 

 

ПриложениеФ

 

Паспортустановки электрохимической защиты

________________________________________________________________________________

(преобразователькатодной защиты, преобразователь дренажной защиты)

 

№ _______________________

Адрес__________________________________________________________________________

1. Типустановки _________________________________________________________________

(датавыпуска, заводской номер)

2. Способкрепления ______________________________________________________________

3. Дата вводав эксплуатацию ______________________________________________________

4. Характеристикаузлов защиты:

кабель__________________________________________________________________________

(марка,сечение, длина)

анодныйзаземлитель _____________________________________________________________

(материал,конструкция, число электродов)

сопротивлениерастеканию тока ____________________________________________________

местоподключения дренажа _______________________________________________________

защитноезаземление _____________________________________________________________

прочиеустройства _______________________________________________________________

5. Проектныепараметры защиты:

напряжениеисточника питания установки ___________________________________________

сила выходноготока ______________________________________________________________

выходноенапряжение ____________________________________________________________

сопротивлениецепи ______________________________________________________________

разностьпотенциалов на контактном устройстве КУ:

максимальная___________________________________________________________________

средняя________________________________________________________________________

срок службыанодного заземления __________________________________________________

6. Протяженностьзащищаемых сооружений _________________________________________

 

Переченьконтрольно-измерительных пунктов

 

Номер п.п.

Вид контрольно-измерительного пункта

Электрод сравнения

Адрес

Дата установки

Сведения о техническом состоянии

1

2

3

4

5

6

 

 

 

 

 

 

 

Составил__________________

« ___ »____________ 200 __ г.

 

 

ПриложениеX

 

Журналпроверки эффективности работы установки ЭХЗ

 

Дата измерения___________ Электрод сравнения _____________________

 

Номер контрольного пункта

Время измерения

Параметры установки

Потенциал трубопровода относительно земли, В

Примечание

Суммарный

Ток, А

Напряжение, В

максимальный

средний

минимальный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Проверил__________________

 

 

ПриложениеЦ

 

Протоколизмерений потенциалов трубопровода при контроле эффективности электрохимическойзащиты показывающими приборами

 

Город________________________

Вид подземногосооружения и пункта измерения _____________________________________

Дата «_____»__________ _______ год

Времяизмерений: начало ____________________ конец ____________________

Адрес пунктаизмерений __________________________________________________________

Вид измерения(разность потенциалов) ______________________________________________

Режимизмерения ________________________________________________________________

(беззащиты, с включенной защитой)

Тип и №прибора __________ Предел измерений __________________

Класс точностиприбора не ниже 1,5


Результатыизмерений, В

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

6

 

 

 

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

9

 

 

 

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

 

Камеральнаяобработка результатов измерений

 

№ пункта измерения по схеме

Адрес пункта измерения

Число измерений

Сумма измеренных значений потенциала

Среднее значение защитного потенциала

Минимальное (по абсолютной величине) значение защитного потенциала

1

2

3

4

5

6

 

Измерил____________________ Обработал __________________

Проверил___________________

 

Примечание.Если при измерениях в зоне действия блуждающих токов определено мгновенноезначение потенциала трубопровода положительнее его стационарного потенциала, тоследует выполнять измерения с учетом примечания к п. 7.1.4 настоящей Типовойинструкции.

 

 

Протоколизмерения потенциалов при контроле эффективности ЭХЗ регистрирующими приборами

 

Город__________________________________________________________________________

Вид подземногосооружения _______________________________________________________

Дата _______________

Адрес пунктаизмерения __________________________________________________________

Времяизмерения: начало ___ ч ____ мин, конец __ ч __ мин

Вид измерения__________________________________________________________________

Режим измерения________________________________________________________________

Тип и номерприбора ________________ Предел измерений ___________

Класс точностиприбора не ниже 1,5

Тип электрода___________________________________________________________________

 

Камеральнаяобработка лент автоматической записи

 

Знак

Отсчитанная площадь, см2

Длина обработанного участка ленты, см

Среднее значение регистрируемой величины, см

(+)

 

 

 

(-)

 

 

 

 

Разностьпотенциалов, В

 

Положительный (+)

Отрицательный (-)

Максимальный

Средний

Минимальный

Максимальный

Средний

Минимальный

 

 

 

 

 

 

 

 

Камеральнаяобработка измерений

 

Разность потенциалов, В

Сумма

Максимум

Среднее значение

Минимум

Число измерений

Положительная (+)

 

 

 

 

 

Отрицательная (-)

 

 

 

 

 

 

Замечания ______________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Выводы________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Измерил____________________ Обработал __________________

Проверил___________________

 

 

ПриложениеШ

 

Протоколизмерений смещения потенциалов трубопровода (подающего, обратного) при контролеэффективности ЭХЗ с помощью станций катодной защиты или гальванических анодов

 

Город __________________________________________________________________________

Вид подземногосооружения _______________________________________________________

Дата «_____»_______________ год

Времяизмерений: начало ________________ конец _______________

Адрес пунктаизмерений___________________________________________________________

Вид измерений:разность потенциалов «трубопровод - ВЭ» до и после включения защиты (DUисхи ) _____________________________________________________________________

Тип и №прибора ____________________ Предел измерений ____________

Класс точностине ниже 1,5

 

Результатыизмерений, В

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

6

 

 

 

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

9

 

 

 

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

 

Камеральнаяобработка результатов измерений

 

№ пункта измерений по схеме

Адрес пункта измерений

Число измерений

Сумма измеренных значений DUисх

Сумма значений

Среднее значение Uт-вз

 

 

 

 

 

 

 

Измерил____________________ Обработал __________________

Проверил___________________

 

 

 

ПриложениеЭ

 

Протоколопределения исправности электроизолирующих соединений (ЭИС)

 

Город_____________________________

Тип прибора________________________

Дата измерения«_____» _____________ год

Погодныеусловия ____________________

 

№ п/п

№ пункта по схеме

Адрес установки ЭИС

Вид установленного ЭИС

Uт-з до ЭИС, В

Uт-з после ЭИС

DU = Uт-з до ЭИС - Uт-з после ЭИС

Исправность ЭИС

1

2

3

4

5

6

7

8

 

Измеренияпровел _____________

 

 

ПриложениеЮ

 

Списокиспользованной литературы

 

1 СНиП2.04.07-86*. Тепловые сети. - М: Минстрой РФ, 1996 (п. 2.8).

2 Правилатехнической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД34.20.501-95. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996 (вводная часть, раздел 1).

3 Типоваяинструкция по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунальноготеплоснабжения. - М.: ООО "Сопротэк-11", 2001 (раздел 1).

4 Типоваяинструкция по защите тепловых сетей от наружной коррозии: РД 34.20.518-95. -М.: СПО ОРГРЭС, 1997 (прил. А).

5 Правила инормы по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии: РД34.20.520-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998 (прил. А).

6 ГОСТ9.602-89. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. -М.: Издательство стандартов, 1991 (п. 1.2.9, прил. А).

7 Методическиеуказания по стендовым испытаниям антикоррозионных покрытий для подземныхтеплопроводов: МУ 34-70-151-86. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987 (п.п. 2.6, 5.4,прил. А, Д)

8 Типоваяинструкция по периодическому техническому освидетельствованию трубопроводовтепловых сетей в процессе эксплуатации. - М.: СПО ОРГРЭС, 2000 (п.п. 1.1.3,3.1, 7.9.1, прил. И).

9 Методическиеуказания по проведению шурфовок в тепловых сетях: МУ 34-70-149-86. - М.: СПОСоюзтехэнерго, 1987 (п.п. 1.3.8, 7.9.1).

10 ГОСТ27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения (прил.А).

11 Правилаустройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды: ПБ03-75-94 (с изменениями №1). - М.: ПИО ОБТ, 2000 (п. 1.1.7, прил. А).

12 Типоваяинструкция по технической эксплуатации систем транспорта и распределениятепловой энергии (тепловых сетей): РД 153-34.0-20.507-98.-М.: СПО ОРГРЭС, 1999(п.п. 1.3.2, 1.3.3, 1.3.8, 1.3.9).

13 Правила эксплуатациитеплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правила техникибезопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетейпотребителей. - М.: Энергосервис, 2001 (раздел 1):

14 ГОСТ15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины иопределения (прил. А).

15 Правилаработы с персоналом в организациях электроэнергетики РФ. - Утв. Минтопэнерго РФот 19.02.2000 (п. 1.3.1).

16 ГОСТ28246-89. (ИСО 4618/1-3). Краски и лаки. Термины и определения (п. 6.3.4, прил.А).

17 ГОСТ9.008-82. Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлическиеи неметаллические неорганические. Термины и определения (прил. А).

18 ГОСТ9.072-77. Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные.Термины и определения (прил. А).

19 ГОСТ 25315-82.Контроль неразрушающий электрический. Термины и определения (прил. А).

20 ГОСТ12.1.007-76. ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требованиябезопасности ( п.п. 6.4.5, 12.5).

21 ГОСТ12.3.005-75. ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования безопасности (п.п.6.4.5, 12.1, 12.4, 12.7).

22 ТУ88.УССР.088.001. Композиция кремнийорганическая. Технические условия (табл. 2,п. 6.4.3).

23 ГОСТ9949-76. Ксилол каменноугольный. Технические условия (п. 6.5.9).

24 Котлыпаровые и водогрейные, трубопроводы пара и горячей воды. Сварные соединения.Контроль качества: РД 2730-940.103-92 - М.: НПО ЦНИИТМАШ, 1993 (прил. А).

25 ГОСТ 2768-84.Ацетон технический. Технические условия (п.п. 6.3.5, 6.5.6).

26 ТУ38101809-90. Сольвент (нефрас). Технические условия (п. 6.5.9).

27 ГОСТ16508-70. Лаки кремнийорганические электроизоляционные. Технические условия (п.6.7.4).

28 ТУ6-02-821-74. Кремнийорганическая композиция КО 198М (п. 6.7.4).

29 ТУ84-725-83. Органо-силикатные материалы (табл. 2, п.п. 6.2.1, 6.2.12, 6.7.4).

30 ТУ6-10-1985-84. Эмаль ЭП-969 (табл. 2, п.п. 6.3.3, 6.7.4).

31 ТУ5775-004-17045751-99 - Антикоррозионная мастика «Вектор 1025», 1999 (табл. 2,п. 6.5.2).

32 ТУ5775-002-17045751-99 - Антикоррозионная мастика «Вектор 1236», 1999 (табл. 2,п. 6.5.2).

33 ТУ5775-003-17045751-99 - Антикоррозионная мастика «Вектор 1214», 1999 (табл. 2,п. 6.5.2).

34 ГОСТ9.402-80 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностейперед окрашиванием (п.п. 5.4, 6.2.1, 6.2.4, 6.2.6, 6.2.10, 6.3.5, 6.4.6,6.4.10, 6.5.5, 6.6.2, 6.7.3, 6.7.5, 6.8.4, 6.9.2, табл. 2).

35 ТУ88-106-86 БССР. Гранулянт стеклоэмали безгрунтовой марки 155 Т. БССР (табл. 2).

36 ТУ2367-002-05282012-2000. Эмали силикатные (фритты) безгрунтовые марок МК-5,МК-5Р (табл. 2).

37 ГОСТ6058-73. Порошок алюминиевый. Технические условия (табл. 2).

38 ТУ48-4236-91. Концентрат ильменитовый. Технические условия (табл. 2, п. 6.8.3).

39 ИСО 2178.Покрытия немагнитные на магнитных основаниях. Измерение толщины покрытия.Магнитный метод (табл. 3).

40 ГОСТ12.1.004.91 ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования (п. 6.4.5).

41 ГОСТ15140-78. Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии (п. 5.12, табл.3).

42 ГОСТ12.3.016-87. ССБТ. Строительство. Работы антикоррозионные. Требованиябезопасности (п. 12.1).

43 СНиПIII-4-80. Правила производства и приемки работ. Техника безопасности встроительстве (п.12.1).

44 РД34.03.201-97. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханическогооборудования электростанций и тепловых сетей РД 34.03.201-97.-М.: НЦ"Энас», 1997 (п.п. 12.1, 12.9).

45 Требования1042-73. Санитарные и гигиенические требования к производственному оборудованию(п. 12.4).

46 ГОСТ12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочейзоны (п. 12.6, прил. А).

47 ГОСТ12.4.011-89. ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация(п. 12.8).

48 ГОСТ12.4.103-83. ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защитыног и рук. Классификация (п. 12.8).

49 ПУЭ.Правила устройства электроустановок (шестое издание, дополненное иисправленное). - М.: ЗАО "Энергосервис", 2000 (п.п. 8.12, 8.13,12.9).

50 СНиП III-А.11.70. Техника безопасности в строительстве (М.:Стройиздат, 1976). Сборник изменений и дополнений главы СНиП III-А.11.70(М.: Стройиздат, 1977) (п. 12.9).

51 ГОСТ12.4.026-76. ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности (п. 12.11).

52 ИСО 8044.Международный стандарт. Коррозия металлов и сплавов (прил. А).

53 ГОСТ5272-68. Коррозия металлов. Термины (прил. А).

54 ГОСТ6433.2-71. Материалы электроизоляционные твердые. Методы определенияэлектрического сопротивления при постоянном напряжении (п. 5.9).

55 ГОСТ 4765-73.Материалы лакокрасочные. Методы определения прочности пленок при ударе (п.5.11).

56 ГОСТ6806-73. Материалы лакокрасочные. Методы определения эластичности пленки приизгибе (п. 5.13).

57 ГОСТ21513-76. Материалы лакокрасочные. Методы водо- и влагопоглощения лакокрасочнойпленкой (п. 5.14).

58 Инструкцияпо защите городских подземных трубопроводов от коррозии: РД 153-39.4-091-01 -Министерство энергетики РФ, 2001 (п. 7.8.5, прил. А).

59 Правилаэксплуатации электроустановок потребителей. / Госэнергонадзор Минтопэнерго РФ/- 5-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоиздат, 1992 (п. 8.12).

60Межотраслевые правила по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатацииэлектроустановок: РД 153-34.0-03.150-00. (ПОТ РМ-016-2001).- М.: НЦ «Энас», 2001 (п. 8.12).

61 СНиП11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составепроектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. -М.:Минстрой России, 1995 (п. 7.3.7).

62 Водяныетепловые сети - справочное пособие по проектированию. - М.: Энергоатом-издат,1988 (п. 7.3.11).

63 ТУ1390-001-01297858-96. Трубы стальные с двухсторонним силикатноэмалевымпокрытием. Технические условия (табл. 2,3).

64 ГОСТ18187-72. Разбавитель для электрокраски РЭ. Технические условия (п. 6.4.4).

65 ГОСТ9.304-87 (СТ СЭВ 4202-83) ЕСЗКС. Покрытия газотермические. Общие требования иметоды контроля, 1988 (табл. 2,3).

66 ГОСТ14710-78Е. Толуол нефтяной. Технические условия (п. 6.4.4).

67 ГОСТ9880-76Е. Толуол каменноугольный сланцевый. Технические условия (п. 6.4.4).

68 ГОСТ2789-73. Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики (п. 6.7.3).

69 ТУ10-1091-96. Отвердители (п.п. 6.3.3, 6.3.4).

70 ГОСТ7827-74. Растворители марок Р-4, Р-5, Р-12, Р-24 для лакокрасочных материалов.Технические условия (п. 6.3.4).

71 ТУ6-02-724-77. Продукт АГМ-9. Технические условия (п. 6.4.3).

72 ГОСТ6456-82. Шкурка шлифовальная бумажная. Технические условия (п.п. 4.11, 4.26).

73 СНиП2.04.14-88*. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов - М.: Госстрой России,1999 (п. 7.9.1).

74Методические указания по определению характера коррозионного поврежденияметалла трубопроводов тепловых сетей: РД 34.17.430-94. - М.: ВТИ, 1995(п.1.3.11).

75 Особенностиработы с персоналом энергетических организаций системы жилищно-коммунальногохозяйства Российской Федерации. - Утв. Госстрой РФ от 21.06.2000 (приказ № 141)(п. 1.3.1).

76 Правиларазработки предписаний, циркуляров, оперативных указаний, руководящихдокументов и информационных писем в электроэнергетике: РД 153-34.0-01.103-2000.-М.: СПО ОРГРЭС, 2000 (оформление Типовой инструкции).

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Организацияработ по защите трубопроводов тепловых сетей и их элементов от наружнойкоррозии

1.1 Требованияпо защите тепловых сетей от наружной коррозии при разработке проектов прокладкии электрохимзащиты

1.2 Требованияпо защите от наружной коррозии при техническом надзоре за сооружением и поприемке в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей и устройств защиты

1.3 Организацияработ по защите от наружной коррозии трубопроводов и их элементов тепловыхсетей при эксплуатации

2. Основныетребования к выбору методов защиты трубопроводов тепловых сетей от наружнойкоррозии

3. Критерии(признаки)опасности наружной коррозии подземных трубопроводов тепловых сетей

4. Определениеопасности наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей

Определениекоррозионной агрессивности грунтов в полевых и лабораторных условиях

Определениеналичия блуждающих постоянных токов в земле для вновь сооружаемых трубопроводовтепловых сетей

Определениеопасного влияния блуждающего постоянного тока для действующих трубопроводовтепловых сетей

Определениеопасного влияния переменного тока

Эксплуатационныйконтроль опасности коррозии трубопроводов

5. Требованияк защитным антикоррозионным покрытиям для трубопроводов тепловых сетей иэлементов трубопроводов. Методы контроля защитных свойств покрытий

6. Покрытия,рекомендуемые для защиты от наружной коррозии трубопроводов и их элементовтепловых сетей. Краткая технология их нанесения. Контроль качества нанесенияпокрытий

6.1 Таблица 2

6.2 Органосиликатныезащитные покрытия

6.3 Эпоксидноезащитное покрытие

6.4 Кремнийорганическоезащитное покрытие

6.5 Комплексноеполиуретановое защитное покрытие «Вектор»

6.6 Силикатноэмалевыезащитные покрытия

6.7 Металлизационноеалюминиевое защитное покрытие

6.8 Алюмокерамическоезащитное покрытие

6.9 Общиетребования к нанесению защитных антикоррозионных покрытий. Контроль качествананесения покрытий

7. Техническиерешения по ЭХЗ вновь сооружаемых, реконструируемых и действующих тепловых сетейметодом катодной поляризации. Контроль эффективности ЭХЗ

7.1 Требованияк ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки

7.2 Требованияк ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки

7.3 ПроектированиеЭХЗ. Общие положения

7.4 Выборспособа ЭХЗ

7.5 Основныетребования к преобразователя для катодной защиты и электродренажам

7.6 Анодныезаземлители (АЗ) катодной защиты трубопроводов тепловых сетей бесканальной иканальной прокладок

7.7 Гальваническая(протекторная) защита трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки

7.8 ПроектированиеЭХЗ вновь сооружаемых и реконструируемых трубопроводов тепловых сетейбесканальной и канальной прокладок

7.9 ПроектированиеЭХЗ действующих трубопроводов тепловых сетей бесканальной и канальной прокладок

8. Производствостроительно-монтажных работ по электрохимической защите трубопроводов тепловыхсетей

9. Пуско-наладочныеработы

10. Порядокприемки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты

11. Эксплуатацияустановок ЭХЗ

12. Требованиябезопасности при работах с защитными антикоррозионными покрытиями и приэксплуатации устройств электрохимической защиты

Приложение А Терминыи определения

Приложение БПротокол определения удельного электрического сопротивления грунта в полевыхусловиях

Протоколопределения удельного электрического сопротивления грунта в лабораторныхусловиях

Приложение В Протоколизмерений разности потенциалов при определении наличия постоянных блуждающихтоков в земле

Протоколизмерений потенциала трубопровода при определении опасности постоянныхблуждающих токов для действующих трубопроводов

Приложение Г Протоколизмерений смещения потенциала трубопровода при определении опасного влиянияпеременного тока

Протоколизмерений плотности переменного тока при определении опасного влиянияпеременного тока

Приложение ДОсновные положения методических указаний по стендовым испытаниям защитныхантикоррозионных покрытий для подземных стальных теплопроводов

Приложение ЕРекомендации по применению защитных антикоррозионных покрытий при проведениистроительно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ на тепловых сетях

Приложение Ж Актприемки защитного антикоррозионного покрытия

Журналпроизводства антикоррозионных работ

Приложение ИРекомендации по применению средств ЭХЗ от наружной коррозии трубопроводовдействующих тепловых сетей в зависимости от продолжительности эксплуатациитеплопроводов в коррозионноопасных условиях

Приложение К Блокипластин-индикаторов скорости коррозии

Приложение Л Примерныерасчетные схемы размещения и количества магниевых протекторов стержневого типав сечении трубопровода

Приложение МРекомендации по определению расчетным методом параметров ЭХЗ вновь сооружаемыхи реконструируемых тепловых сетей канальной и бесканальной прокладок при совместнойзащите подземных сооружений различного назначения

Приложение Н Техническиехарактеристики токопроводящих эластомеров для распределенных анодныхзаземлителей (таблица Н.1)

Техническиехарактеристики электродов из ферросилидов для анодных заземлителей (таблицаН.2)

Приложение П Схемырасположения в тепловом канале распределенных анодных заземлителей стержневогои кабельного типов (рис. П.1, П.2 и П.3)

Приложение Р Схемарасположения протекторов в тепловом канале (рис. Р.1)

Приложение С Техническиеданные магниевых гальванических анодов (без активаторов)

Приложение Т Стационарныемедносульфатные электроды длительного действия

Приложение У Рекомендуемыеформы приемо-сдаточной документации

Приложение Ф Паспортустановки электрохимической защиты

Приложение X Журналпроверки эффективности работы установки ЭХЗ

Приложение Ц Протоколизмерений потенциалов трубопроводов при контроле эффективностиэлектрохимической защиты показывающими приборами

Протоколизмерения потенциалов при контроле эффективности ЭХЗ регистрирующими приборами

Приложение Ш Протоколизмерений смещения потенциалов трубопровода (подающего, обратного) при контролеэффективности ЭХЗ с помощью станций катодной защиты или гальванических анодов

Приложение Э Протоколопределения исправности электроизолирующих соединений (ЭИС)

Приложение Ю Списокиспользованной литературы


   
Справочник ГОСТов, ТУ, стандартов, норм и правил. СНиП, СанПиН, сертификация, технические условия

Выставки и конференции по рынку металлов и металлопродукции

Установите мобильное приложение Metaltorg: